ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Н А Ц И О Н А Л Ь Н Ы ЙС Т А Н Д А Р Т

Р О С С И Й С К О ЙФ Е Д Е Р А Ц И И

ГОСТ Р и с о13628-3—2013

Нефтяная и газовая пром ы ш ленность

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

С истемы проходны х в ы ки д н ы х труб опровод ов (TFL)

ISO 13628-3:2000Petroleum and natural gas industries — Design and operation

of subsea production systems —Part 3: Through flowline (TFL) systems

(IDT)

Ч а с т ь 3

Издание официальное

МоскваСтандартинформ

2014

проектная фирма

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Предисловие

1 ПОДГОТОВЛЕН Дочерним открытым акционерным обществом «Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры» Открытого акционерного общества «Газпром» (ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром») на основе аутентичного перевода на русский язык указанного в пункте 4 международного стандарта, который выполнен Обществом с ограниченной ответственностью «Газпромразвитие» (ООО «Газпром развитие»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК23 «Техника и технологии добычи и пе­реработки нефти и газа»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому ре­гулированию и метрологии от 30 мая 2013 г. №128-ст

4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 13628-3:2000 «Нефтяная и га­зовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 3. Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)» (ISO 13628-3:2000 «Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 3: Through flowline (TFL) systems»)

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных между­народных стандартов соответствующие им национальные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0—2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официаль­ный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствую­щее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске информационного указателя «Нацио­нальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются так­же в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет (gost.ru)

© «Стандартинформ», 2014

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и рас­пространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническо­му регулированию и метрологии

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Содержание

1 Область применения.........................................................................................................................................12 Нормативные ссылки.........................................................................................................................................13 Термины, определения и сокращения........................................................................................................... 2

3.1 Термины и определения............................................................................................................................23.2 Сокращения.................................................................................................................................................3

4 Система TFL....................................................................................................................................................... 34.1 Описание системы.................................................................................................................................... 34.2 Компоненты системы T F L ........................................................................................................................34.3 Конструкция системы/оборудования.....................................................................................................44.4 Расчетное давление.................................................................................................................................. 5

5 Поверхностное оборудование системы T F L .................................................................................................55.1 Общие положения.................................................................................................................................... 55.2 Обслуживающий н а со с ............................................................................................................................75.3 Управляющий манифольд системы TFL.................................................................................................75.4 Пульт управления и приборы системы T F L .......................................................................................... 85.5 Ш лю з........................................................................................................................................................... 95.6 Расходно-накопительная емкость......................................................................................................... 105.7 Сепаратор................................................................................................................................................. 115.8 Испытания................................................................................................................................................. 11

6 Трубопроводы системы T F L .......................................................................................................................... 116.1 Общие положения...................................................................................................................................116.2 Конструкция............................................................................................................................................... 116.3 Изготовление.............................................................................................................................................166.4 Испытания.................................................................................................................................................21

7 Подводная устьевая елка, трубодержатель, дивертеры и селекторы.................................................... 227.1 Конструкция подводной устьевой елки.................................................................................................227.2 Испытания подводной устьевой елки ...................................................................................................287.3 Конструкция трубодержателя............................................................................................................... 297.4 Испытания трубодержателя....................................................................................................................297.5 Дивертеры, дефлекторы и селекторы...................................................................................................297.6 Конструкция дивертера..........................................................................................................................347.7 Испытания дивертера.............................................................................................................................. 35

8 Оборудование и инструменты для заканчивания скважин........................................................................358.1 Общие положения.................................................................................................................................. 358.2 Схема заканчивания скважины............................................................................................................. 368.3 Насосно-компрессорные трубы............................................................................................................. 368.4 Управляемая с поверхности скважинная предохранительная система............................................ 378.5 Пакеры....................................................................................................................................................... 388.6 Телескопические соединения............................................................................................................... 388.7 Посадочные ниппели.............................................................................................................................. 398.8 Циркуляционные элементы....................................................................................................................398.9 Управление циркуляцией........................................................................................................................408.10 Приемные клапаны и изолирующие/добычные устройства........................................................... 408.11 Конструкция инструмента системы T F L .............................................................................................41

9 Операции......................................................................................................................................................... 419.1 Общие положения.................................................................................................................................. 419.2 Персонал и обучение..............................................................................................................................419.3 Оборудование для заканчивания скважин...........................................................................................429.4 Управляющие системы скважин-спутников и кустовых скважин.....................................................429.5 Планирование обслуживания и документирование работ............................................................... 429.6 Выбор рабочего флюида/подготовка скважины.................................................................................. 439.7 Операции по насосной подаче............................................................................................................. 449.8 Повторный ввод скважины в эксплуатацию........................................................................................ 44

10 Краткий перечень функциональных возможностей ................................................................................44

III

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Приложение А (обязательное) Труба системы T F L ...................................................................................... 45Приложение В (справочное) Рабочее давление системы T F L ...................................................................46Приложение С (справочное) Заканчивание скважины с использованием системы T F L .......................50Приложение D (справочное) Функциональные возможности системы TFL................................................ 56Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии ссылочных международных стандартов

национальным стандартам Российской Федерации.........................................................57Библиография..................................................................................................................................................... 58

IV

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Введениек международному стандарту

ИСО 13628-3:2000

Международный стандарт ИСО 13628-3 был подготовлен подкомитетом ПК 4 «Буровое и эксплу­атационное оборудование» технического комитета ИСО/ТК 67 «Материалы, оборудование и морские сооружения для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности».

ИСО 13628-3 разработан на базе API RP 17С:1991 [1].ИСО 13628 под общим заголовком «Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и экс­

плуатация систем подводной добычи» состоит из следующих частей:- часть 1: Общие требования и рекомендации;- часть 2: Гибкие трубные системы многослойной структуры без связующих слоев для подводного

и морского применения;- часть 3: Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL);- часть 4: Подводное оборудование устья скважины и устьевой елки;- часть 5: Подводные управляющие шлангокабели;- часть 6: Системы контроля подводной добычи;- часть 7: Райзерные системы для заканчивания/ремонта скважин;- часть 8: Интерфейсы дистанционно управляемых устройств (ROV) в системах подводной добычи;- часть 9: Системы дистанционно управляемых инструментов (ROT) для внутрискважинных работ;- часть 10: Технические условия на гибкую трубу многослойной структуры со связующими слоями;- часть 11: Гибкие трубные системы для подводного и морского применения.Часть 12, относящаяся к динамическим эксплуатационным райзерам, часть 14, относящаяся к си­

стемам защиты от превышения давления с высоким интегральным уровнем безопасности (HIPPS), часть 16, относящаяся к техническим условиям на вспомогательное оборудование гибких труб, и часть 17, относящаяся к практическим рекомендациям для вспомогательного оборудования гибких труб, на­ходятся в разработке.

Описанные в данной части стандарта инструменты и системы TFL позволяют осуществлять как го­ризонтальную транспортировку инструментов в скважину, так и их вертикальный ввод в скважину.

Пользователи данной части стандарта должны учитывать, что в конкретных случаях применения могут потребоваться дополнительные или отличающиеся требования. Данная часть стандарта не име­ет целью запретить продавцу предлагать, а покупателю приобретать альтернативное оборудование или технические решения для конкретных случаев применения. Особенно это касается новых или усо­вершенствованных технологий. Если предложена альтернатива, продавец должен подробно указывать все отклонения от положений данной части стандарта.

Необходимо иметь в виду, что некоторые элементы настоящего стандарта могут быть объектом патентного права. ИСО не берет на себя ответственность за идентификацию какого-либо отдельного или всех таких патентных прав.

В тексте настоящего стандарта уточнен термин «системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)»: англоязычный термин «through flowline (TFL) systems» в настоящем стандарте использован как «системы проводки инструментов для обслуживания и ремонта скважин через выкидную линию (TFL)».

V

ГО С ТРИ С О 13628-3— 2013

Н А Ц И О Н А Л Ь Н Ы Й С Т А Н Д А Р Т Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е Р А Ц И И

Нефтяная и газовая промышленность

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

Ч а с т ь 3

Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)

Petroleum and natural gas industries.Design and operation of subsea production systems.

Part 3. Through flowline (TFL) systems

Дата введения — 2014—01—01

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования и рекомендации по проектированию, изготовле­нию и эксплуатации оборудования и систем TFL.

Описанные процедуры и установленные требования относятся к осуществляемому через выкид­ные линии гидравлическому обслуживанию скважинного оборудования, подводной устьевой елки, тру- бодержателя, а также выкидных трубопроводов и оборудования.

Настоящий стандарт главным образом рассматривает, но не ограничивает, морское и подводное применение систем TFL. Применение систем TFL возможно и в иных случаях, например, для скважин с большйм отклонением от вертикали или горизонтальных скважин.

Настоящий стандарт не распространяется на подводные сепарационные, дожимные, дозировоч­ные и скважинные насосы.

2 Нормативные ссы лки

Для датированных ссылок следует применять только указанное издание ссылочного стандарта. Однако стороны, заключающие соглашения на основании настоящего стандарта, должны рассматри­вать возможность применения последних изданий указанных ссылочных стандартов. Для недатирован­ных ссылок следует применять последнее издание ссылочного стандарта, включая любые изменения и/или технические поправки. Организации-члены ИСО и МЭК ведут реестры действующих в настоящее время международных стандартов.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты.ИСО 3183-1 Нефтяная и газовая промышленность. Стальные трубы для трубопроводов. Часть 1.

Трубы класса требований A (ISO 3183-1, Petroleum and natural gas industries — Steel pipe for pipelines — Technical delivery conditions — Part 1: Pipes of requirement class A)

ИСО 11960 Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные, применяемые в качестве об­садных и насосно-компрессорных труб для скважин (ISO 11960, Petroleum and natural gas industries — Steel pipes for use as casing or tubing for wells)

ИСО 13628-4:1999 Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 4. Подводное оборудование устья скважины и устьевой елки (ISO 13628-4:1999, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 4: Subsea wellhead and tree equipment)

Данный ссылочный стандарт заменен на ИСО 3183 Нефтяная и газовая Промышленность. Трубы стальные для систем трубопроводного транспорта (ISO 3183, Petroleum and natural gas industries — Steel pipe for pipeline transportation systems). Для однозначного соблюдения требований настоящего стандарта рекомендуется использо­вать только данный ссылочный стандарт.

Издание официальное

1

ГОСТРИСО 13628-3—2013

API* RP 14E Проектирование и монтаж трубных систем на морских добывающих платформах (API RP 14Е, Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems)

API Std 1104 Сварка трубопроводов и соответствующее оборудование (API Std 1104, Welding of Pipelines and Related Facilities)

3 Термины, определения и сокращ ения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:3.1.1 радиус изгиба (bend radius): Радиус кривой, измеренный относительно осевой линии тру­

бопровода.3.1.2 циркуляционный управляющий клапан (circulation control valve): Клапан, обычно устанав­

ливаемый на циркуляционном узле, для обеспечения возможности отсоединения насосно-компрессор­ных колонн и насосно-компрессорных/обсадных колонн в процессе эксплуатации.

3.1.3 циркуляционный узел (circulation point): Зона, в которой устанавливается определенное соотношение между закачиваемыми и возвратными флюидами для работы системы TFL.

3.1.4 дивертер (отводное устройство) (diverter): Устройство, используемое для направления ин­струментов в узле соединения ответвления и главной линии трубопровода.

П р и м е ч а н и е — При использовании обычно относят к категории оборудования, которое включает деф­лекторы, отводные устройства и селекторы.

3.1.5 оправка (drift): Калибр, который используют для контроля минимального радиуса изгиба и минимального радиуса изгиба трубных петель, выкидных трубопроводов и ниппелей.

3.1.6 Н-образный элемент (H-member): Ниппельная компоновка, которая обеспечивает сообще­ние и циркуляцию флюида между насосно-компрессорными колоннами и стволом скважины.

3.1.7 трубная петля (loop): Изогнутая секция трубы, которая позволяет изменять направление выкидных линий систем TFL.

3.1.8 шлюз (lubricator): Компоновка трубы и трубопроводной арматуры, которая позволяет вво­дить и извлекать инструментальные компоновки из системы, находящейся под давлением.

3.1.9 система паркинга (parking system): Система, при которой инструменты/оборудование для определенного размера насосно-компрессорной колонны транспортируют через выкидную линию большего размера с использованием транспортной поршневой колонны (транспортера), которая на­ходится позади или «паркуется» снаружи скважины, пока остальное оборудование остается в насосно­компрессорной колонне.

3.1.10 профиль (profile): Внутренняя конфигурация контура (приемника), используемого для под­соединения инструмента.

3.1.11 расточка (recess): Расширение внутреннего канала трубопровода, обычно расположенное концентрически относительно канала.

3.1.12 уплотнительный канал (sealing bore): Отполированная секция трубопровода для разме­щения уплотнительного элемента (уплотнения).

3.1.13 выкидной трубопровод (выкидная линия) (flowline), сервисная линия (service line): Трубо­провод от платформы или наземной установки до подводного оборудования, обслуживающий систему TFL.

П р и м е ч а н и е — Может быть использован также для пробной эксплуатации и других испытаний скважины.

3.1.14 сигнатура выкидного трубопровода (flowline signature), сигнатура сервисной линии(service line signature): Считываемая или регистрируемая на поверхности определенная последова­тельность пульсаций давления (всплесков), по которой определяют местоположение проводимого ин­струмента в сервисном/выкидном трубопроводе или скважине.

3.1.15 подводная устьевая елка (subsea tree): Устьевая елка, расположенная на морском дне.3.1.16 трубопроводы системы TFL (TFL piping system): Все трубопроводы, связывающие на­

ходящейся на поверхности шлюз посредством выкидного трубопровода и насосно-компрессорной ко­лонны, и наиболее глубокие точки в скважине, до которых может быть проведен с помощью циркуляции инструмент системы TFL.

Американский институт нефти (American Petroleum Institute, 1220 L Street, N. W., Washington, D. C. 20005, USA)2

ГОСТРИСО 13628-3—2013

3.1.17 скважинный клапан-отсекатель (tubing-retrievable safety valve): Скважинный предохрани­тельный клапан, спускаемый на насосно-компрессорных трубах.

П р и м е ч а н и е — Обычно, это управляемое с поверхности устройство, имеющее внутрений диаметр, близкий к размеру внутреннего канала насосно-компрессорных труб, тем самым почты не ограничивающее про­ходной канал.

3.1.18 У-образная катушка (wye spool): Трубная секция подводной устьевой елки, где трубная петля соединена с вертикальным каналом насосно-компрессорной колонны.

3.2 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:ВНР — забойное давление (bottom-hole pressure);CCV — циркуляционный клапан управления (circulation control valve);EUE — наружная высадка концов труб (external upset end);SDC — штуцер с боковым входом (side door choke);SCSSV — скважинный предохранительный клапан, управляемый с поверхности (surface-controlled

subsurface safety valve);SVLN — посадочный ниппель предохранительного клапана (safety valve landing nipple);TFL — проходной выкидной трубопровод (through flowline);TRSV — скважинный клапан-отсекатель (tubing-retrievable safety valve);TMD — общая измеренная глубина (total measured depth);TVD — фактическая глубина по вертикали (true vertical depth).

4 Система TFL

4.1 Описание системы

Система TFL позволяет осуществлять различные операции по обслуживанию скважины, исполь­зуя флюид для проводки инструментов через выкидные трубопроводы и трубные петли в насосно­компрессорные колонны и из них. Как показано на рисунке 1, перепад давления (дифференциальное давление) транспортирующего флюида на инструментальной колонне вызывает силу, используемую для выполнения различных операций.

Рисунок 1 — Дифференциальное давление Ар

4.2 Компоненты системы TFL

На рисунке 2 представлена схема типовой системы TFL. Основные компоненты системы включают поверхностное оборудование, выкидные трубопроводы, подводную устьевую елку, рабочий инструмент и соответствующее скважинное оборудование. Задача данной системы заключается в обеспечении средств доставки и управлении инструментом системы TFL. Транспортировку инструментов обеспечи­вает насосное оборудование, в то время как управление проводимыми инструментами осуществляется скоростью нагнетания, контрольно-измерительной аппаратурой и управляющим манифольдом систе­мы TFL. Основными критериями системы TFL являются:

- обеспечение надлежащих для системы характеристик по давлению;

В настоящем стандарте под сокращением «TFL» следует понимать выполнение операций по проводке ин­струментов для обслуживания и ремонта скважин через выкидную линию.

3

ГОСТРИСО 13628-3—2013

- обеспечение необходимых объемов флюида для работы системы TFL;- управление оборудованием в соответствии с техническими условиями.

1 — вода; 2 — резервуар; 3 — насос; 4 — шлюз; 5 — манифольд и контрольно-измерительная аппаратура; б — датчик давления; 7 — выкидной трубопровод/сервисная линия; 8 — подводная устьевая елка;

9 — отводы системы TFL; 10— подводное устье скважины; 11 — циркуляционный узел (Н-образный элемент);12 — скважина; 13 — уровень дна моря; 14 — платформа

Рисунок 2 — Типовая морская установка системы TFL

4.3 Конструкция системы/оборудованияИнструменты системы TFL (см. рисунок 3) были разработаны для применения в насосно-ком­

прессорных трубах различных размеров, обычно используемых в подводных скважинах. Конструкция инструмента системы TFL зависит от внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб и минималь­ного радиуса изгиба трубных отводов. Конструкция трубопроводов системы TFL должна учитывать вну­тренние диаметры трубопроводов и приемников, а также номинальные значения давления в трубопро­водах и в насосно-компрессорной колонне. Внутренний диаметр сервисных линий должен быть равным внутреннему диаметру скважинных трубопроводов, при невозможности соблюдения данного условия необходимо использовать систему паркинга. Если внутренний диаметр слишком большой, то флюид будет обходить поршневые компоновки инструментальной колонны, уменьшая тем самым потенциал их силового воздействия, что в конечном итоге приводит к потере точности определения положения ин­струмента. Напротив, при слишком маленьком значении внутреннего диаметра, возникает вероятность непрохождения инструмента, возникновение чрезмерного сопротивления или повреждение и износ ин­струмента, уплотнений и поршневых компоновок.

4

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1 — поршневые компоновки; 2 — акселератор; 3 — штанга; 4 — гидравлический ясс;5 — подъемный инструмент

Рисунок 3 — Типовая сервисная колонна системы TFL

В приложении А приведены требования для труб системы TFL, а в таблице А.1 — размеры внутрен­него диаметра труб, которые являются совместимыми с размерами насосно-компрессорных колонн.

4.4 Расчетное давление

Расчетное давление системы TFL должно быть выше, чем максимальное рабочее давление, ко­торое может возникнуть в системе TFL на протяжении всего срока эксплуатации установки. Рекоменду­ется рассмотрение следующих практических комбинаций:

- максимальное статическое забойное давление в скважине, минус гидростатическое давление флюидов в системе TFL;

- давление на преодоление потерь на трение при циркуляции флюидов и инструментальных колонн;- давление, необходимое для работы всех устройств системы TFL (к ним относят не только рабо­

чие инструменты, но также скважинное изоляционное и мостовое оборудование);- гидравлические удары или пульсации в системе, которые могут возникать во время таких опе­

раций, как работа ясса;- давление, требуемое для глушения скважины, если систему TFL используют для закачки флюи­

да для глушения скважины в продуктивный пласт.Многоскважинные системы должны учитывать наличие в системе скважин с более высоким давлением.Дополнительную информацию о номинальном давлении системы и флюидах TFL см. в разделе 9

и приложении В.

5 Поверхностное оборудование системы TFL

5.1 Общие положения

Поверхностное оборудование системы TFL (см. рисунок 4) включает обслуживающий насос, управляющий манифольд системы TFL, пульт управления системы TFL, шлюз, резервуар с флюи­дом, сепаратор и систему трубопроводов. Значение давления нагнетания и расход флюида должны быть совместимы с конструкцией системы, принимая во внимание скорости перемещения инструмен­та, указанные в разделе 9 (см. таблицу 1), давление срабатывания колонны инструментов и байпаса флюида, которое может произойти в процессе данных операций. Следует предусмотреть достаточный объем (см. 5.6) резервуаров и насосно-компрессорных колонн для обеспечения эффективного выпол­нения всех операций. На поверхностной установке (см. рисунок 5) следует предусмотреть площадку для размещения оборудования системы TFL, а при компоновке оборудования должна быть обеспечена доступность к пульту управления, насосу, манифольду и шлюзу, а также пространство, необходимое для удобного ввода и извлечения длинномерных инструментальных колонн. В случае расположения оборудования системы TFL на буровой/эксплуатационной платформе, возможно использование основ­ного оборудования платформы (такого, как высокопроизводительный буровой насос или насос для глу­шения) взамен специализированного оборудования.

5

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Т а б л и ц а 1 — Рекомендуемые значения расхода флюида для проводки инструментов системы TFL

Характеристика

Номинальный внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, мм (дюйм)

50,8 (2) 63,5 (2 1/ 2) 76,2 (3) 101,6 (4) 127 (5)

Расход, л/мин (баррель/мин)

Транспортировка инструмента 318(2,0) 477 (3,0) 636 (4,0) 795 (5,0) 954 (6,0)

Ограниченная линия (макс.) 159(1,0) 159(1,0) 318 (2,0) 318 (2,0) 318(2,0)

Размещение и установка (макс.) 79,5(0,5) 79,5(0,5) 159 (1,0) 159(1,0) 159(1,0)

В метрах (футах)

27

1 — управляющий эксплуатационный манифольд; 2 — быстроразъемное резьбовое соединение с пробкой; 3 — расходомер; 4 — фильтр предварительной очистки высокого давления; 5 — фильтр предварительной очистки высокого давления;

6 — штуцер; 7 — расходомер; 8 — трехцилиндровый насос высокой производительности/высокого давления;9 — открытый резервуар на 795 л.; 10 — рабочий резервуар; 11 — от системы забортной воды платформы (опционально);

12— от смесительного резервуара; 13 — от резервуара обезвоженной нефти (опционально); 14 — газовая подушка;15 — доливная линия; 16 — от сброса сепараторной жидкости; 77 — к сепаратору;

18 — трубопроводная арматура (опционально); 19 — компоновка поверхностного штуцера (опционально);20— к эксплуатационному манифольду; 27 — к скважине

а Рекомендуемый минимальный прямолинейный участок.

Рисунок 4 — Пример трубопроводов системы TFL платформы

6

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1 — смесительный резервуар для флюидов; 2 — резервуар для хранения; 3 — рабочий стол; 4 — рольганг; 5 — насосный блок; 6 — поверхностный управляющий манифольд; 7— устройства подачи инструмента;

8 — двойной горизонтальный шлюз; 9 — панель управления; 10 — входные трубные петли;11 — отводные устройства; 12 — к другим скважинам в системе;

13 — скважина 3; 14 — скважина 2; 15 — скважина 1

Рисунок 5 — Типовая схема размещения поверхностного оборудования для установок

5.2 Обслуживающий насос

Для проведения операций системы TFL характерно использование трехцилиндровых поршневых насосов, однако некоторые операторы успешно использовали также низкоскоростные двухцилиндро­вые насосы и многоступенчатые центробежные насосы высокого давления. Основные рекомендации по насосам следующие:

- характеристики по давлению и расходу следует предусматривать в соответствии с разделом 9;- на выкиде насоса следует установить предохранительный клапан для защиты насоса и трубо­

проводной системы от избыточного давления или гидравлических ударов и импульсов давления;- следует предусмотреть соединения всасывающего трубопровода насоса со вспомогательными

резервуарами или смесительными установками;- привод насоса системы TFL должен быть разработан таким образом, чтобы иметь возможность

обеспечить плавные изменения в диапазоне рабочих условий в соответствии с разделом 9.

5.3 Управляющий манифольд системы TFL

Компоновка трубопроводной арматуры должна быть разработана таким образом, чтобы обеспе­чить подачу насоса и возврат флюида в сервисные линии, резервуары, сепараторы и т.д., что необхо­димо для выполнения операций системы TFL. Трубопровод и трубопроводная арматура должны быть рассчитаны на максимальное рабочее давление системы. Трубопроводную арматуру и механизмы ав­томатического управления следует выбирать таким образом, чтобы была возможность быстрого пере­ключения линий: не более 2 с. Трубопроводная арматура должна обеспечивать возврат флюидов через настраиваемый регулятор обратного давления или штуцер и через расходомеры. Регулятор или шту­цер используют для регулирования противодавления в возвратной линии для контроля притока из сква­жины или поглощения флюида пластом во время скважинных операций системы TFL.

7

ГОСТРИСО 13628-3— 2013

5.4 Пульт управления и приборы системы TFL

На рисунке 6 представлен типовой управляющий/контрольно-измерительный пульт системы TFL. Контрольно-измерительная аппаратура позволяет контролировать передвижение и работу инстру­мента, а также поглощение или приток флюида в скважине. Контрольно-измерительная аппаратура, как правило, включают в себя манометры с ленточными самописцами, датчики давления, располо­женные на шлюзе или манифольде, а также расходомеры и сумматоры объема возвратной и нагнета­тельной линии насоса. Контрольно-измерительную аппаратуру следует проектировать таким образом, чтобы выдерживались возможные вибрации и скачки давления. Экраны и фильтры высокого давления следует устанавливать выше турбинных расходомеров для минимизации повреждения расходомера твердыми включениями. Могут использоваться другие типы расходомеров без применения фильтров.

В дополнение к контрольно-измерительной аппаратуре пульта управления на устье скважины мо­гут быть установлены датчики давления с регистрацией показаний на поверхности для облегчения кон­троля местоположения инструмента. Могут быть установлены другие специальные системы контроля местоположения инструмента при его движении в системе TFL.

1 2 3 4 5 6 7

1 — сдвоенные расходомеры и сумматоры;2 — блок с контрольно-измерительной аппаратурой во взрывобезопасном исполнении (класс (Class) 1;

условия эксплуатации (Div) 1; группа (Grp) 0);3 — сдвоенные манометры; 4 — двухперьевой ленточный самописец;5 — переключатель самописца вкл./выкл.; 6 — выключатель латания;

7— контрольно-измерительные приборы (двигатели, насосы и трансмиссия): насос — температура масла; насос — давление масла; сигнал противодавления; трансмиссия — температура масла; трансмиссия — давление масла; двигатель — температура воды; двигатель — температура масла; двигатель — тахометр; давление в гидравлической системе; давление в пневматической системе;

8 — гидравлический штуцер и манифольд — регулирующая трубопроводная арматура;9 — двигатель — запуск, останов и аварийное отключение; 10 — двигатель — дроссель;

11 — трансмиссия — переключатель передач; 12 — сброс сумматора на ноль;13 — включатель питания; 14 — сброс сумматора на ноль;

15— контроль противодавления

8Рисунок 6 — Типовой контрольно-измерительный пульт управления системы TFL

ГОСТРИСО 13628-3—2013

5.5 Шлюз

5.5.1 Общие положенияШлюз позволяет вводить и извлекать инструментальные колонны из системы, находящейся

под давлением. Обычно шлюз системы TFL состоит из горизонтальной трубной камерной секции дли­ной от 6 до 18 м (от 20 до 60 футов) с быстроразъемными соединениями на концах, полнопроходной запорной арматурой, отводящей арматурой и соединениями для подачи флюида в шлюз. На рисунке 7 представлены основные элементы шлюза.

1 — быстроразъемное соединение или фланец; 2 — отводящая арматура;3 — полнопроходная трубопроводная арматура; 4 — труба увеличенного размера;

5 — трубопровод; 6 — сборники; 7 — глухая пробка с быстроразъемным соединением;8 — трубопроводная арматура; 9 — направление проводки инструмента

Рисунок 7 — Типовая монтажная рама шлюза

В процессе некоторых ловильных и ремонтных работ, для которых необходим ввод длинномерных инструментальных колонн, может потребоваться использование сервисной линии к подводной устье­вой елке как части шлюза. При каждом использовании давление в линии должно быть сброшено.

5.5.2 КонструкцияПри проектировании шлюза системы TFL необходимо уделять особое внимание мероприятиям

по предотвращению уменьшения внутреннего диаметра или несоосностей, которые могли бы препят­ствовать прохождению инструмента или вызывать повреждения уплотнений или другие повреждения инструментов. Следует предусматривать внутренний диаметр шлюза несколько больше внутреннего диаметра выкидных линий для того, чтобы облегчить ввод и извлечение инструмента, но не превышать размер, который потребовал бы повышения производительности насоса для перемещения инструмен­та из шлюза в выкидную линию. Как правило, данный критерий выполним при внутреннем диаметре на 1,6...4,8 мм (1/16...3/16 дюйма) более номинального внутреннего диаметра сервисных линий.

В целях обеспечения безопасности следует предусмотреть арматуру сброса давления на обо­их концах камерной трубы шлюза для надежного обеспечения сброса давления с обеих сторон ин­струментальной колонны перед извлечением инструмента из шлюза. В конструкции шлюза следует предусмотреть сбор избыточного флюида из шлюза. Следует расположить отводные соединения таким образом, чтобы обеспечить возможность ввода инструментальной колонны и предупредить ее соуда­рение с концом шлюза при возвращении на поверхность. Возможно применение механизированно­го устройства подачи инструмента (обеспечивающего проталкивание/вытягивание) и рабочих столов для ввода и/или извлечения инструментальных колонн большой длины/размеров (см. рисунок 8).

5.5.3 ИзготовлениеТрубопровод шлюза должен быть спроектирован и изготовлен в соответствии с API RP 14Е и раз­

делом 6 настоящего стандарта.9

ГО СТРИСО 13628-3— 2013

1 — гидравлическое устройство подачи инструмента; 2 — входные трубные петли; 3 — отводные устройства; 4 — рольганг; 5 — рабочий резервуар; 6 — горизонтальный шлюз

Рисунок 8 — Поверхностное оборудование системы TFL

5.6 Расходно-накопительная емкость

В поверхностное оборудование необходимо включить расходный резервуар или другую емкость для хранения флюида. Следует предусмотреть вместимость резервуара не менее объема выкидных линий и насосно-компрессорных колонн. Возможно использование резервуара меньшего объема, если его размер ограничен имеющимся пространством и есть возможность дополнительной подпитки флю­идом и возможность безопасного отвода избыточного флюида. Расходный резервуар особенно необхо- 10

ГОСТРИСО 13628-3—2013

дим для контроля допустимых отклонений при поглощении или притоке флюида в скважину. Секцион­ный резервуар объемом 6,3 м3 (40 баррелей) (см. рисунок 8) является соответствующим выполнению данной функции. Тип рабочего флюида может быть изменен (дизельноетопливо, дегазированная сырая нефть, ингибированная или минерализованная вода и т.д.). Для использования разных типов рабочего флюида необходимы соответствующие соединения. При использовании сырой нефти или при работе с возвратными флюидами должны быть предприняты специальные меры предосторожности для удов­летворения требованиям соответствующей классификации участка.

5.7 Сепаратор

Сепаратор обычно необходим для удаления газа из возвратного потока. Удаление газа обеспечи­вает получение повторяемости эксплуатационных характеристик при работе инструмента и расположе­ние инструмента в соответствии с разделом 9.

Следует предусмотреть сепаратор с размером и номинальным давлением, достаточным для ра­боты со скважинными флюидами при максимальной производительности насоса и любых пульсациях флюида при переключении путей движения потока в процессе работы системы TFL.

5.8 Испытания

Все смонтированное на платформе оборудование системы TFL (см. рисунок 4) необходимо ис­пытать под давлением в соответствии с API RP 14Е. Дополнительно необходимо проверить внутренний диаметр трубопровода, через который подают инструменты системы TFL в соответствии с разделом 6.

6 Трубопроводы системы TFL

6.1 Общие положения

Трубопроводы системы TFL включают:a) поверхностный трубопровод между шлюзом и верхней частью райзера;b) райзер от морского дна;c) сравнительно прямую секцию выкидных линий;d) подготовленные трубные петли или отводы системы TFL, используемые для изменения на­

правления инструмента в ограниченном пространстве;e) подводную устьевую елку;f) колонну насосно-компрессорных труб, скважинное оборудование и их концевые соединения.Все соединители трубопровода и методы соединения должны обеспечивать свободное беспре­

пятственное прохождение инструментов и не должны быть причиной повреждения металлических или неметаллических уплотнений на инструментах системы TFL, поршнях системы TFL или других ком­понентах инструментальных колонн системы TFL.

6.2 Конструкция

6.2.1 Трубопроводы6.2.1.1 Общие положенияВ качестве труб системы TFL следует использовать жесткие металлические или гибкие трубы.

При изготовлении гибких труб используют композиционные материалы, состоящие из металлических и неметаллических слоев, комбинации металлических и неметаллических материалов.

6.2.1.2 МатериалыДля трубопроводов системы TFL используют различные группы металлов, включая углеродистую

сталь (см. ИСО 3183-1 и [2]), аустенитно-ферритную («дуплексную») нержавеющую сталь, мартенсит­ную нержавеющую сталь («13-хром») и другие.

Более подробную информацию по рекомендуемым к применению материалам для управляющих систем подводной добычи см. в [3] и [4], для гибких труб — в [5].

6.2.1.3 ДиаметрыЗа исключением указанного ниже, выкидные линии и другие прямые участки трубопроводной си­

стемы должны иметь одинаковый со скважинным трубопроводом (трубопроводами) (см. таблицу 1) ми­нимальный и максимальный внутренний диаметр. Такая практика минимизирует количество флюида, проходящего между поршнями системы TFL и стенкой трубы, а также улучшает управление позицио­нированием инструмента. Однако, в некоторых случаях, внутренний диаметр выкидной линии должен быть более, чем внутренний диаметр скважинного трубопровода. Данная ситуация возникает в особо

11

ГОСТРИСО 13628-3—2013

протяженных выкидных линиях, когда большие внутренние диаметры необходимы для уменьшения по­терь давления вдоль этих линий. Для таких случаев следует использовать систему паркинга, как это показано на рисунке 9. Держатель инструмента системы TFL большего диаметра перемещает скважин­ную сервисную инструментальную колонну к подводному устью скважины и освобождает или захваты­вает скважинную инструментальную колонну меньшего диаметра.

1 — колонна-носитель; 2 — захват паркинга; 3 — сервисная инструментальная колонна

12Рисунок 9 — Система паркинга

ГОСТРИСО 13628-3—2013

6.2.1.4 Расчетное давлениеТрубопроводы системы TFL должны иметь рабочее давление совместимое с расчетным давлени­

ем системы TFL. При выборе толщины стенок и прочности материала необходимо, чтобы все компонен­ты трубопроводных систем соответствовали установленным нормам проектирования или тем нормам, которые были указаны оператором.

6.2.1.5 Боковые впускные каналыНа прямых участках трубопроводных систем пересечение боковых впускных каналов с выкидной

линией системы TFL следует осуществлять под углом 90°. В случае невозможности выполнения данно­го требования, угол должен быть не менее 45° к продольной оси выкидной линии системы TFL, для обе­спечения необходимого угла раскрытия бокового впускного канала. Пересечение следует выполнять выше продольной оси выкидной линии системы TFL. Для предотвращения создания препятствий про­хождению инструмента системы TFL или повреждения его компонентов все кромки пересекающегося отверстия следует скашивать, как показано на рисунке 10.

6.2.1.6 Устройства определения местоположенияНаличие сужений в выкидной линии или насосно-компрессорной колонне, являющихся причиной

кратковременного увеличения давления в момент прохода поршней системы TFL, можно использовать при определении местоположения сервисной колонны системы TFL. Данные сужения могут быть вы­полнены преднамеренно, как специально изготовленные, короткие, толстостенные секции труб либо могут быть сужения, которые обычно присутствуют в любых выкидных трубопроводах (сигнатура вы­кидного трубопровода). При нормальной скорости перемещения инструмента рассматриваемые суже­ния обычно приводят к увеличению давления от 1,4 до 2,1 МПа (от 200 до 300 фунт/дюйм2). Для этих целей успешно использовались предохранительные патрубки и циркуляционные муфты.

При специальной установке сужающих устройств в скважине для определения местоположения инструментальной колонны следует предусмотреть надлежащее расстояние между данными устрой­ствами и любым посадочным ниппелем для обеспечения возможности вовремя идентифицировать ме­стоположение инструмента и снизить его скорость движения до момента достижения инструментом посадочного ниппеля. Требуемое расстояние между суживающим устройством и посадочным ниппелем зависит от производительности насоса, объема флюида и инерционности насоса при смене производи­тельности (т.е. данные параметры определяют возможность снижения скорости движения инструмен­та до надлежащей скорости для выполнения соответствующей операции). Так как импульс давления во флюиде распространяется со скоростью звука, то скорость обнаружения зависит от свойств флю­ида, температуры и давления, а также от расстояния между датчиком давления и ограничивающим устройством. Следует предусмотреть расположение ограничивающих устройств таким образом, чтобы элементы поршня не располагались в пределах устройства при вводе в действие инструмента или соз­дания усилия, что необходимо для предотвращения осложнений при ловильных работах из-за умень­шения прохода флюида.

6.2.1.7 ОвальностьМетоды установки должны учитывать эффект воздействия нагрузок и напряжений при монтаже,

вызывающий овальность, что может ограничить прохождение оправки и инструмента.6.2.2 Отводы (трубные петли)6.2.2.1 Радиус отводовИзогнутые трубные петли должны иметь радиус изгиба не менее 1 524 мм (60,0 дюймов). Если

позволяют пространство и конфигурация, то следует использовать больший радиус изгиба для умень­шения осложнений при изготовлении и/или эксплуатации. Минимальный радиус изгиба относится как к жестким, так и к гибким трубам.

6.2.2.2 Диаметры отводовВ таблице 2 приведены максимальные значения внутреннего диаметра материала трубных пе­

тель до гибки и минимальные значения внутреннего диаметра материала трубных петель после гиб­ки для некоторых типовых размеров насосно-компрессорных труб. Следует принимать во внимание уменьшение внутреннего диаметра в изгибе для того, чтобы повысить эффективность инструмента системы TFL.

13

ГОСТРИСО 13628-3— 2013

1 — направление перемещения инструмента

Рисунок 10 — Конфигурация соединения каналов при пересечении трубы, не относящейся к системе TFLс трубопроводом системы TFL

14

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Т а б л и ц а 2 — Размеры материала трубных петель

Внешний диаметр насосно­компрессорной трубы, мм (дюйм)

Максимальный внутренний диаметр материала трубных петель до гибки,

мм (дюйм)

Минимальный внутренний диаметр после гибки, мм (дюйм)

60,3 (2 Vs) 53,37 (2,062) 50,3 (2,000)

73,0 (2 Vs) 66,68 (2,625) 63,5 (2,500)

88,9 (3 'Л) 79,38 (3,125) 76,2 (3,000)

101,6 (4,0) 92,08 (3,625) 88,9 (3,500)

114,3 (4 'Л) 104,78 (4,125) 101,6 (4,000)

139,7 (5 'Л) 123,83 (4,875) 120,65 (4,750)

6.2.2.3 Геометрия отводовНаглядное представление терминов см. на рисунке 11.Следует избегать использования геометрии отводов, образуемой посредством использования отво­

дов, соединенных по касательной для обеспечения «заметного» изменения направления более, чем в од­ной плоскости, если такой комбинированный изгиб не является абсолютно необходимым. В любом случае геометрия отвода должна позволять прохождение оправки системы TFL в соответствии с 6.4.1.

Например, два 90° колена могут быть соединены по касательным для формирования поворо­та 180° в одной плоскости, так как данные отводы имеют общий центр кривизны. Однако, некоторые инструментальные колонны системы TFL не будут проходить, если два отвода поворачивать в месте касания таким образом, что два центра кривизны перестанут находиться в одной плоскости. Как прави­ло, данной проблемы можно избежать установкой между касательными концами двух отводов прямой секции длиной не менее девяти внутренних диаметров трубы.

Если использовано «небольшое» изменение направления, такое как трубная петля в форме не­прерывной спирали или «бараньего рога» при входе в подводную устьевую елку, то инструмент может проходить удовлетворительно. Сноски к рисунку 11 дают более подробную информацию. При контроле оправкой на стадии проектирования следует рассматривать наихудший случай для инструментальной колонны системы ТП_для обеспечения ее надежного прохождения.

Комбинированные отводы в одной плоскости (S-образные отводы в одной плоскости) могут быть использованы, если радиус кривизны по всей длине трубы и во всех ее точках составляет не менее 1 524 мм (60 дюймов). Надлежащее увеличение внутреннего диаметра комбинированного отвода, вы­полненное в соответствии с приведенным здесь руководством, в сочетании с радиусом изгиба, кото­рый превышает рекомендуемое минимальное значение, могло бы улучшить возможность применения такого комбинированного отвода. Однако прохождение инструментальных колонн TFL не гарантирует использование данных отводов, т. к. зависит от самих инструментов, и может быть обеспечено только надлежащим контролем оправкой

6.2.2.4 МатериалыМатериалы, используемые для отводов, должны иметь достаточную прочность и толщину стенок,

чтобы после формовки номинальное рабочее давление отвода было не менее, чем для выкидного тру­бопровода и соответствовало применимым нормам проектирования.

6.2.2.5 Расположение соединений на концах отводовИмеется положительный опыт выполнения операций по стыковке соединений по касательной

к кривой отвода в полевых установках, где пространство ограничено, а соединения имеют гладкую вну­треннюю поверхность. Данные соединения следует проектировать так, чтобы обеспечить прохождение соответствующей оправки системы TFL в соответствии с 6.4.1.

6.2.2.6 Номинальные характеристики соединенийДля всех соединений необходимо обеспечить соответствие номинальным характеристикам

по давлению и эксплуатационным условиям соответствующего трубопровода.6.2.2.7 КреплениеДля опорных креплений устьевых отводов следует допускать температурные изменения. Гибкие

трубы должны иметь опоры для ограничения минимального радиуса изгиба до 1 524 мм (60 дюймов) по осевой линии. В [5] приведена более подробная информация относительно гибких труб.

15

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1 — осевая линия; 2 — стартовая касательная; 3 — центр изгиба; 4 — точка касания; 5 — соединительная часть;6 — радиус изгиба; 7 — угол изгиба; 8 — хорда; 9 — дуга; 10 — вершина трубы; 11 — конечная касательная;

12 — точки касания а’ Ь| с’ d; 13 — толщина стенки

а Для соединения отводов, которые не лежат в одной плоскости, эта длина обычно составляет девять внутренних диа­метров трубы.

ь Для стыковки соединителей к отводам без ограничения пространства эта длина обычно составляет шесть внутренних диаметров трубы.

с Отводы с любым углом отклонения, соединенные в точке касания, рассматривают здесь, как соединенные по касатель­ной. Большинство отводов, лежащих в одной плоскости и соединенных по касательной, приемлемы для использования в системе TFL. Отводы, соединенные по касательной, но не лежащие в одной плоскости, могут быть не приемлемы (см. а).

d См. 6.2.2.

Рисунок 11 — Иллюстрации к терминам для отводов системы TFL

6.3 Изготовление

6.3.1 Труба выкидных линийДля обеспечения размерной совместимости с инструментами системы TFL труба выкидных линий

должна быть изготовлена по приложению А. Каждое соединение трубы следует контролировать оправ­кой с внутренним диаметром в соответствии с ИСО 3183-1 для идентификации и отбраковки любых поврежденных соединений или соединений с размерами менее номинальных.

6.3.2 Контроль оправкой при изготовленииВыкидные трубопроводы, изготовленные с использованием сварки, контролируют оправкой после

сварки с использованием как оправки с острыми заплечиками (см. рисунок 12), так и оправки трубо­проводов системы TFL (см. рисунок 13) по 6.4 для обеспечения надежного прохождения инструментов системы TFL (как правило, это выполняют вручную, см. 6.4.1).

6.3.3 Соединения6.3.3.1 Общие положенияДля получения соединений, приемлемых для проведения операций системы TFL, необходимо

следовать руководствам по технологиям соединений, представленным ниже. Соединения должны быть концентричными по отношению друг к другу в пределах 0,76 мм (0,03 дюйма) от номинального положе­ния, а максимальный зазор не должен превышать 4,8 мм (0,19 дюйма). Соединения с проточкой долж-

16

ГОСТРИСО 13628-3—2013

ны соответствовать схеме, изображенной на рисунке 14. Трубопроводная арматура, муфты или другие соединения должны быть соосными, чтобы обеспечить концентричность по отношению к трубопроводу в пределах 0,76 мм (0,03 дюйма) от номинального положения. Все трубопроводные соединения контро­лируют оправкой с использованием как оправки с острыми заплечиками (см. рисунок 12), так и оправки трубопроводов системы TFL (см. рисунок 13) по 6.4. Внутренние поверхности должны быть свободны от сварочного шлака, прокатной окалины или других значительных поверхностных дефектов.

Номинальный размер инструмента,

мм (дюйм)

Размеры оправки а

внешний диаметр,

мм (дюйм)

длина,

мм (дюйм)

50,8 (2,0) 45,72 (1,80) 243,08 (9,57)

63,5 (2 И)

76,2 (3,0) 68,07 (2,68) 280,68 (11,05)

101,6 (4,0) 90,68 (3,57) 311,15 (12,25)

139,7 (5 %)

а Размеры основаны на минимальных внутренних диаметрах трубных петель таблицы 2 с радиусом осевой линии 1 524 мм (5 футов).

1 — внешний диаметр оправки (см. таблицу);2 — сегменты, шарнирно закрепленные и ориентированные на 45°

для обеспечения угла охвата 360°; 3 — максимальный радиус 0,76 мм (0,03 дюйма);4 — внешний диаметр у заплечика равен внутреннему диаметру трубопровода /трубной петли

плюс не менее 1,6 мм (1/16 дюйма); 5 — длина от одной оси шарнира до другой

Рисунок 12 — Оправка системы TFL с острыми заплечиками

17

ГОСТРИСО 13628-3—2013

__________F_Е__________

D

К

1 2 3 4 5

Номинальныйразмер

Внешний диаметр

трубной оправки

Внешний диаметр оправки

выкидного трубопровода

Внешний диаметр вала

А1 А2 В D Е

мм дюйм мм дюйм ММ дюйм мм ДЮЙМ мм дюйм ММ дюйм

50,8 2,0 47,37 1,865 48,29 1,901 45,5 1,79 139,90 5,508 228,73 9,005

63,5 2,5 58,50 2,303 59,61 2,347 51,8 2,04 213,54 9,716 301,27 11,861

76,2 3,0 69,47 2,735 72,82 2,867 58,2 2,29 242,87 9,562 343,71 13,532

101,6 4,0 93,29 3,673 97,36 3,833 70,9 2,79 282,75 11,132 442,70 17,429

127,0 5,0 112,19 4,417 118,19 4,653 77,2 3,04 341,30 13,437 529,82 20,859

1 6 7 8 9 10

Номинальныйразмер

Общая длинаВнутренний

радиуструбной петли

Наружныйрадиус

трубной петлиРасстояние от центра

Расстояние от центра

F G Я J К

мм дюйм ММ дюйм мм дюйм мм дюйм мм дюйм мм дюйм

50,8 2,0 317,50 12,500 1 498,6 59,000 1 549,4 61,000 1 520,83 59,875 158,75 6,250

63,5 2,5 381,00 15,000 1 492,3 58,750 1 555,8 61,250 1 517,65 59,750 190,50 7,500

76,2 3,0 444,50 17,500 1 485,9 58,500 1 562,1 61,500 1 514,48 59,625 222,25 8,750

101,6 4,0 602,64 23,726 1 473,2 58,000 1 574,8 62,000 1 508,13 59,373 301,32 11,863

127,0 5,0 718,84 28,281 1 460,5 57,500 1 587,5 62,500 1 498,60 59,000 359,18 14,141

Допуски: А1,А2: - 0,13 мм (-0,005 дюйма); Е: + 0,13 мм (+0,005 дюйма); Я: + 0,20 мм (+ 0,008 дюйма);В: ±0,25 мм (± 0,010 дюйма); F: + 0,51 мм (+ 0,020 дюйма); J: + 0,13 мм (+ 0,005 дюйма);D: +0,51 мм (+0,020 дюйма); G: - 0,20 мм (- 0,008 дюйма); К: ± 0,13 мм (± 0,005 дюйма)

Рисунок 13 — Размеры контрольной оправки системы TFL

18

ГОСТРИСО 13628-3—2013

В миллиметрах (дюймах)

а Фаска от 0,25 до 0,50 мм (от 0,01 до 0,02 дюйма), от 43° до 47°.

Рисунок 14 — Проточка соединения

6.3.3.2 Сварные соединенияТиповая (7-образная разделка кромок под сварку показана на рисунке 15. Однако также может

быть использована \/-образная разделка в соответствии с API Std 1104.При выборе (7-образной или \/-образной разделки кромок под сварку для использования в систе­

ме TFL следует учесть следующее:- \/-образная разделка с большей вероятностью предопределяет наличие шлаковых включений

в сварочном шве и избыточное его проникновение во внутренний канал трубы (Последнее обычно тре­бует удаления грата или расширения после сварки, (7-образная разделка предназначена для того, что­бы обеспечить вход наконечника при дуговой сварке вольфрамовым электродом в среде защитного газа в сварную канавку при прохождении корневого шва, что часто устраняет необходимость выполне­ния операций по очистке сварного соединения.);

- как \/-образная, так и (7-образная разделка может быть использована для сварки оборудования подводной устьевой елки или поверхностного оборудования в зависимости от того, какую из них из­готовитель считает наиболее эффективной, или как указано покупателем. Рекомендуется выбирать (7-образную разделку для соединений выкидных трубопроводов для минимизации работ после сварки.

Сварку следует выполнять в соответствии с установленными нормами и стандартами. Как прави­ло, указываются API Std 1104 или [6], а также в соответствии с другими требованиями технических усло­вий на трубопроводы, такими как [7], [8] или [9]. Могут быть использованы другие стандарты на сварку, если они соответствуют условиям применения и документированы.

После сварки, через каждое соединение в обоих направлениях должна быть пропущена оправка с острыми заплечиками, как показано на рисунке 12, для контроля сужений и обеспечения надежного прохождения инструмента системы TFL. Для получения гладкого внутреннего диаметра канала воз­можно использование расточных и/или шлифовальных устройств для удаления шлака, избыточного металла сварного шва, эксцентриситетов или помех, вызванных сваркой.

Должен быть проведен неразрушающий контроль сварных швов по 6.4.5.

19

ГОСТРИСО 13628-3—2013

В миллиметрах (дюймах)

1 — зазор между кромками разделки (равен диаметру электрода);2 — расстояние для машинной обработки (равно толщине стенки трубы t)

Рисунок 15 — U-образная разделка кромок под сварку труб системы TFL

6.3.3.3 Резьбовые парные соединенияРезьбовые парные соединения должны быть изготовлены так, чтобы обеспечить концентричность

внутреннего диаметра трубы. Как показывает опыт эксплуатации, проблему эксцентричности зачастую решают за счет уменьшения эксцентриситета двухтрубных сегментов путем поворота (уплотнения) со­единений типа API EUE. Однако следует принять во внимание, что чрезмерная затяжка может вызвать уменьшение внутреннего диаметра. Зазор между трубами с резьбой должен быть не более 25,4 мм (1,0 дюйм) в полностью свинченном и надлежащим образом затянутом соединении, основанном на из­меренных размерах длины резьбы, и конец каждой трубы с резьбой должен иметь фаску, как показано на рисунке 16.

В случае экономической целесообразности, следует рассмотреть использование высококаче­ственных (патентованных) типов резьбы с равнопроходным или почти равнопроходным внутренним диаметром у концов, подготавливаемых к соединению.

6.3.3.4 Фланцевые или хомутовые соединенияФланцевые или хомутовые соединения должны обеспечивать концентричность внутреннего диа­

метра трубопровода в пределах + 0,76 мм (+ 0,03 дюйма) от номинального положения. Концевой фи­тинг должен быть надлежащим образом приварен для предупреждения сужений внутреннего диаме­тра. В противном случае сужения должны быть удалены для устранения острых уступов и обеспечения гладких переходов. Зазоры между сопрягаемыми фланцами следует минимизировать, а кромки каждо­го фланца должны быть скошены для сведения к минимуму повреждения инструмента системы TFL. Более подробно см. на рисунке 14.

Фланцевые или хомутовые соединения должны иметь металлическое уплотнительное кольцо, способствующее обеспечению концентрической соосности. Следует ограничивать применение флан­цевых соединений с плоскими уплотнениями. Если применимо, то могут быть использованы новые методы достижения концентричности, например, элементы с фиксирующими выступами и пазами, цен­трирующие держатели, устанавливаемые во внутреннем диаметре (также применимо для сварных со­единений) и т.д.20

ГОСТРИСО 13628-3—2013

В миллиметрах (дюймах)

а Внутренний диаметр резьбы.

Рисунок 16 — Размеры суженного входного профиля

6.3.4 Отводы6.3.4.1 Общие положенияКонструкции инструментов системы TFL основываны на минимальном радиусе изгиба 1 524 мм

(60 дюймов). По практическим соображениям радиус часто измеряют по внутренней поверхности отво­да, соблюдая при этом условие минимального радиуса, что приводит к незначительному завышению величины радиуса отвода. Отводы следует контролировать оправкой с использованием оправки вы­кидного трубопровода системы TFL (см. рисунок 13) по 6.4.

Таблица 2 суммирует критические размеры отводов, измеренные до и после формовки. До начала производственной формировки колен особое внимание следует придавать изготовлению «пробных» отводов из резервного дублирующего трубного материала.

6.3.4.2 Окончательная обработкаВнутренняя обработанная поверхность трубы после гибки должна быть свободна от прокатной ока­

лины, грубых складок или волнистости, сварочного шлака и других поверхностных дефектов, которые могут препятствовать прохождению инструмента или ухудшить его эксплуатационные характеристики.

6.3.4.3 МатериалПосле гибки следует выполнять металлургические испытания* для подтверждения того, что мате­

риал сохраняет соответствие минимальным проектным требованиям изготовителя.

6.4 Испытания

6.4.1 ОправкиКонструкция оправки выкидных трубопроводов системы TFL и насосно-компрессорных колонн

позволяет одновременно контролировать минимальный радиус отвода и внутренний диаметр трубы. Подробная информация по указанным оправкам — на рисунке 13. Подпружиненная оправка с острыми заплечиками, показанная на рисунке 12, может быть использована для определения расположения внутренних сужений на соединениях выкидных трубопроводов. Такая оправка должна быть сжимае­мой до диаметра меньшего, чем проходной диаметр используемой трубы. Заплечик оправки следует выполнять с максимальным радиусом в пределах + 0,76 мм, чтобы обеспечить локализацию всех не­желательных выступов и других препятствий. Данную оправку следует пропускать через соединение в обоих направлениях. Компоновка состоит из двух последовательных сегментов, ориентированных на 45° для получения 360° охвата. Оправкой «наихудшего случая» является инструментальная колон­на, которая имеет конфигурацию крупногабаритных размеров или наиболее критическую конфигура­цию, которая будет использована в системе TFL в соответствии с рекомендациями изготовителя обо­рудования системы TFL.

6.4.2 Ручное управление оправкойДля оправок выкидных трубопроводов, оправок насосно-компрессорных колонн или инструмен­

тальных колонн «наихудшего случая» прикладываемое усилие для проталкивания или вытягивания

* Общее понятие, охватывающее химический анализ, механические испытания, металлографическое иссле­дование материала.

21

ГОСТРИСО 13628-3—2013

при перемещении оправки не должно превышать вес оправки на 445 Н. Для оправок с острыми запле­чиками не следует прикладывать усилие более веса инструментов системы TFL на 890 Н.

6.4.3 Контроль с использованием оправки системы TFLВ дополнение к процессу контроля оправкой, описанному в 6.3, все трубопроводы после сборки

должны быть проверены повторно с использованием оправки выкидного трубопровода и инструмен­тальной колонны «наихудшего случая».

Выкидные трубопроводы после установки должны быть заново проверены с использованием оправки выкидного трубопровода и инструментальной колонны «наихудшего случая».

6.4.4 Испытания под давлениемТрубопроводы системы TFL должны быть испытаны в соответствии с 7.2.2 и ИСО 13628-4:1999

(подраздел 7.16).6.4.5. Неразрушающий контрольТрубопроводы системы TFL должны быть подвержены контролю в соответствии с ИСО 11960

и API Std 1104.

7 Подводная устьевая елка, трубодержатель, дивертеры и селекторы

7.1 Конструкция подводной устьевой елки

7.1.1 Общие положенияПодводная устьевая елка (см. рисунки 17 и 18) является частью системы TFL между трубодержа-

телем и выкидным трубопроводом. Подводная устьевая елка состоит из специализированной трубопро­водной арматуры, оборудования для заканчивания скважин и устьевого оборудования, используемого для заканчивания скважины с подводным расположением устья. Подводная устьевая елка включает соединитель, главный клапан и боковые клапаны, У-образную катушку, трубную петлю устьевой елки и соединитель выкидной линии.

7.1.2 Стволовой проход устья скважиныСтволовой проход через подводную устьевую елку должен иметь внутренний диаметр, как указа­

но для клапана в таблице 3. Любые расширения внутреннего профиля должны соответствовать раз­делу 8. Механические соединения с другими компонентами подводной устьевой елки со стволовым проходом должны обеспечивать конические переходные поверхности и минимальные длины зазоров, как показано на рисунке 19 или рисунке 20. Сварные соединения должны соответствовать разделу 6.

7.1.3 Проходные отверстия клапана и блока клапановПроходные отверстия блоков, которые содержат клапанные компоновки, и отверстие внутри от­

дельного корпуса клапана должны соответствовать значениям для трубодержателя в таблице 3. Конфи­гурация контактной поверхности между заслонкой клапана и седлом клапана должна соответствовать размерам расточки, показанным на рисунке 21. Проходное отверстие корпуса клапана, заслонки кла­пана и седла клапана должны быть концентрическими по отношению друг к другу в пределах ± 0,76 мм (+ 0,03 дюйма) от номинального положения.

Механические соединения с другими клапанами или стволовыми проходами устья скважины должны обеспечивать конические переходные поверхности и минимальную длину зазора, как показано на рисунках 19, 20 или рисунке 22. Для минимизации повреждения клапана при прохождении инстру­мента все проходные отверстия должны быть концентрическими относительно друг друга в пределах + 0,76 мм (+ 0,03 дюйма) от номинального положения. Должны применяться все другие положения ИСО 13628-4 за исключением требований к переходной поверхности.

7.1.4 У-образная катушкаУстьевые елки системы TFL имеют У-образную катушку для обеспечения вертикального доступа

к скважине и доступа с помощью системы TFL (см. рисунки 17, 23 и 24). Входящий в состав У-образной катушки дефлектор предназначен для того, чтобы надлежащим образом направлять инструменты си­стемы TFL через У-образную катушку. У-образная катушка должна обеспечить гладкий переходной внутренний диаметр, который не будет препятствовать прохождению инструментов системы TFL. По­верхность дефлектора должна обеспечивать гладкий переход поперечного сечения от цилиндрическо­го стволового прохода до изогнутого проходного канала внутри У-образной катушки. Вертикальные стволовые проходы и входные каналы системы TFL должны иметь внутренний диаметр не менее ми­нимального внутреннего диаметра после гибки, в соответствии с таблицей 2. Радиус изгиба проходного канала системы TFL должен соответствовать требованиям к отводам по разделу 6. Механические сое­динения с другими компонентами устьевой елки, которые обеспечивают возможность прохода системы TFL, должны обеспечивать конические переходные поверхности и минимальную длину зазора, как по­казано на рисунке 19 или 20. Сварные соединения должны соответствовать разделу 6.22

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1 — блок коренного клапана; 2 — соединитель устьевой елки;3 — стыковочные устройства устьевой елки для насосно-компрессорной колонны; 4 — трубодержатель;

5 — подводное устье скважины; 6 — насосно-компрессорная колонна для заканчивания скважины;7 — колпак устьевой елки; 8 — перепускной клапан; 9 — боковые клапаны;10 — трубная петля системы TFL устьевой елки; 11 — У-образная катушка;

12 — донная направляющая платформа устья скважины; 13— направляющая рама устьевой елки;14 — коронный клапан

Рисунок 17 — Устьевая елка и обвязка системы TFL

23

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1

с) Устьевая елка TFL с отдельным доступом в затрубное пространство

Ь) Схема альтернативной устьевой елки системы TFL с перепускным клапаном до боковых

задвижек (не распространена)

1 — колпак устьевой елки; 2 — коронные клапаны или заглушки; 3 — боковые клапаны; 4 — перепускной клапан; 5 — соединитель устьевой елки; 6 — коренные клапаны;

7 — трубная петля системы TFL устьевой елки;8 — контрольно-измерительное устройство затрубного пространства;

9 — инструменты системы TFL проходят только через эту линию;10 — только для прохождения флюида системы TFL

Рисунок 18 — Различные конфигурации устьевой елки системы TFL

24

ГО СТРИСО 13628-3— 2013

Т а б л и ц а 3 — Размеры стволовых проходов устья скважины

Насосно-компрессорные трубы Эксплуатационный стволовой проход Клапан Трубодержатель

внешний диаметр, внутреннийдиаметр,

мин., макс., проходноеотверстие,

отверстие под заглушку,3

мм мм мм мм мм мм(дюйм) (дюйм) (дюйм) (дюйм) (дюйм) (дюйм)

60,3 50,67 49,15 50,8 52,4 47,63(2 3/8) (1,995) (1,935) (2,000) (2,063) (1,875)

73,0 62,0 60,45 62,1 65,1 58,75(2 7/8) (2,441) (2,380) (2,445) (2,563) (2,313)

88,9 76,0 74,55 76,2 77,79 69,85(3 1/2) (2,992) (2,935) (3,000) (3,063) (2,750)

114,3 100,53 99,06 100,84 103,2 93,68(4 1/2) (3,958) (3,900) (3,970) (4,063) (3,688)

139,7 124,26 123,22 125,63 130,02 112,7(5 1/2) (4,892) (4,851) (4,964) (5,125) (4,437)

а Доступны и могут быть использованы другие размеры по выбору, если они не противоречат общимтребованиям к системе TFL.

7.1.5 Трубные петли устьевой елкиТрубные петли устьевой елки системы TFL следует включать в конструкцию подводной устьевой

елки в целях обеспечения надлежащего прохода при подаче и возврате циркулирующих инструментов системы TFL в скважину и из нее, как это показано на рисунках 17 и 18. Трубные петли устьевой елки, спроектированные для прохождения инструментов системы TFL, должны быть изготовлены в соответ­ствии с разделом 6. Механические соединения с другими компонентами устьевой елки, которые обе­спечивают возможность проводки инструмента системы TFL, должны иметь конические переходные поверхности и минимальную величину зазора, как показано на рисунке 19 или 20.

Кроме того, все трубопроводы, не относящиеся к системе TFL и заканчивающиеся в трубной пет­ле устьевой елки системы TFL, должны пересекать трубную петлю под углом не менее 45° (лучше 90°) к оси трубной петли, как это показано на рисунке 10, для минимизации помех при прохождении инстру­мента системы TFL. Углы на пересечениях должны иметь скошенные переходы по разделу 6.

7.1.6 Перепускной клапанВ конструкцию подводной устьевой елки следует включать перепускной клапан между трубными

петлями устьевой елки системы TFL для того, чтобы обеспечить возможность переходной циркуляции при открытом клапане (см. рисунки 17 и 18). Перепускной клапан предназначен для обеспечения цирку­ляции и заполнения выкидных линий системы TFL флюидами до начала операций в системе TFL. Пере­пускной клапан также обеспечивает циркуляцию потока для транспортировки инструментов системы TFL к устьевой елке до их входа в скважину. Если возможно, перепускной клапан следует располагать около У-образной катушки, за исключением случая, когда в подводной устьевой елке должны быть при­менены штуцеры и заглушки, извлекаемые системой TFL. В последнем случае перепускной клапан сле­дует располагать на внешней стороне ниппеля штуцера/заглушки. Перепускной клапан должен быть спроектирован и испытан под давлением в соответствии с ИСО 13628-4.

7.1.7 Соединения вы кид ны х трубопроводовСоединители выкидных трубопроводов и обоснование их проектных характеристик рассмотрены

в [3]. Соединители выкидных трубопроводов, проектируемые для работы системы TFL, должны соот­ветствовать следующим положениям:

- любой проходной канал системы TFL должен иметь отверстие не менее минимального внутрен­него диаметра после гибки, представленного в таблице 2, все трубные петли и отводы у соединителя должны соответствовать разделу 6;

- соединители выкидных трубопроводов должны обеспечивать конические переходные поверх­ности и минимальную длину зазора, как показано на рисунке 19 или 20;

- сварные соединения выкидных трубопроводов должны соответствовать разделу 6;

25

ГО СТРИСО 13628-3— 2013

- концевые соединения между проходными каналами выкидного трубопровода, соединителями выкидного трубопровода и трубными петлями устьевой елки должны быть концентрическими в преде­лах ± 0,76 мм (± 0,03 дюйма) от номинального положения.

7.1.8 Концепция посадочны х ниппелейТрубопровод в подводной устьевой елке, который включает в себя профиль посадочного ниппеля,

должен иметь выше и ниже посадочного ниппеля прямые секции, длиной как минимум 0,3 м (12 дюй­мов) каждая.

Ь) Переходный профиль отверстия для проходных фланцевых соединений

1 — проходное отверстие клапана

а Фаска от 0,25 до 0,50 мм (от 0,01 до 0,02 дюйма), от 43° до 47°.

Рисунок 19 — Профили проходных фланцевых соединений

26

ГО С ТРИ С О 13628-3— 2013

В миллиметрах (дюймах)

1 — уплотнение проходного отверстия насосно­компрессорных труб; 2 — уплотнение проходного

отверстия клапана;3 — проходное отверстие клапана

а Фаска от 0,25 до 0,50 мм (от 0,01 до 0,02 дюйма), от 43° до 47°.

Рисунок 20 — Профили проходных отверстий с внутренними уплотнениями

27

ГО СТРИСО 13628-3— 2013

В миллиметрах (дюймах)

1 — заслонка клапана; 2 — седло; 3 — проходное отверстие клапана

Рисунок 21 — Профили проходных отверстий между заслонкой клапана и седлом клапана

7.2 Испытания подводной устьевой елки

7.2.1 Контроль оправкойПри контроле оправкой следует учитывать:- проходные каналы, содержащие клапаны и компоновки клапанных блоков должны быть под­

вержены контролю оправкой с использованием соответствующей оправки по ИСО 13628-4 до их окон­чательной сборки и монтажа подводной устьевой елки;

- вертикальные проходы полностью собранной подводной устьевой елки должны быть подверже­ны контролю оправкой с использованием соответствующей оправки для насосно-компрессорных труб по ИСО 11960;

- все входные каналы системы TFL полностью собранной подводной устьевой елки следует кон­тролировать по всей длине соответствующими оправками по 6.4.

7.2.2 Испытания под давлениемПолностью собранная подводная устьевая елка и трубные петли устьевой елки до первого бокового

клапана должны быть испытаны в соответствии с ИСО 13628-4:1999 (подраздел 7.16). Трубопровод после первого бокового клапана должен быть испытан по соответствующим нормам для трубопроводов.

28

ГОСТРИСО 13628-3—2013

7.3 Конструкция трубодержателя

7.3.1 Общие положенияТрубодержатель (см. рисунок 17) является частью системы TFL между подводной устьевой елкой

и скважинными трубопроводами. Трубодержатель обеспечивает конструкционную опору для насосно­компрессорной колонны, обеспечивает удержание давления и проход между насосно-компрессорной колонной и подводной устьевой елкой.

7.3.2 Проходной канал трубодержателяТрубодержатель должен включать в себя профиль для установки заглушек трубодержателя с диа­

метром уплотнительного канала по таблице 4. Все расточки внутреннего профиля следует выполнять в соответствии с разделом 8. Расточки в верхней части трубодержателя, предназначенные для раз­мещения стыковочных устройств устьевой елки для насосно-компрессорной колонны, должны иметь конические переходные поверхности и минимальную величину зазора, как показано на рисунке 22. При подготовке резьбы в нижней части трубодержателя необходимо обеспечить конические переход­ные поверхности и минимальный зазор, как показано на рисунке 22.

7.4 Испытания трубодержателя

7.4.1 Контроль оправкойКаналы трубодержателя должны быть подвержены контролю соответствующей оправкой для на­

сосно-компрессорных труб по ИСО 11960.Все доступы системы TFL к трубодержателю следует контролировать по всей длине соответству­

ющими оправками в соответствии с 6.4.7.4.2 Испытания под давлениемТрубодержатель следует подвергать испытаниям в соответствии с ИСО 13628-4.

7.5 Дивертеры, дефлекторы и селекторы

7.5.1 Общие положенияДивертеры, дефлекторы и селекторы разработаны для направления инструментов системы TFL

в отводные трубопроводы. Дивертеры являются активными устройствами, управляемыми оператором системы TFL, для направления инструментов по одному из двух возможных проходных каналов. Деф­лекторы являются пассивными устройствами для направления инструментов только по одному про­ходному каналу. Селекторы являются активными устройствами для направления инструментов по не­скольким проходным каналам.

Т а б л и ц а 4 — Размеры уплотнительного канала посадочного ниппеля

Размер насосно-компрессорных трубДиаметр

уплотнительного канала, мм (дюйм)

внешний диаметр, мм (дюйм)

внутренний диаметр, мм (дюйм)

60,3 (2 3/8) 50,67(1,995) 47,83(1,875)

73,0 (2 7/8) 62,0(2,441) 58,72 (2,312)

88,9(3 1/2) 76,0 (2,992) 69,85 (2,750)

114,3(4 1/2) 100,53(3,958) 93,68 (3,688)

139,7(5 1/2) 121,36 (4,778) 112,70 (4,437)

29

ГОСТРИСО 13628-3—2013

В миллиметрах (дюймах)

Y

1 — блок коренного клапана; 2 — соединитель устьевой елки; 3 — тру боде ржатель; 4 — стыковочное устройство устьевой елки для насосно-компрессорной колонны

а См. рисунок 16.ь Фаска от 0,25 до 0,50 мм (от 0,01 до 0,02 дюйма), от 43° до 47°.

Рисунок 22 — Профили проходных отверстий для тру Содержателя

30

ГОСТРИСО 13628-3—2013

7.5.2 ДефлекторыСуществует два типа дефлекторов:

а) клиновой (или тросовый) дефлектор

Клиновой дефлектор (см. рисунок 23) является устройством, устанавливаемым на тросе, с кон­туром нижней части, соответствующим изогнутому проходному каналу У-образной катушки. При уста­новке в вертикальном проходном канале дефлектор становится пассивным устройством, блокирующим любой дальнейший доступ по вертикали, направляя инструменты в скважину и из нее по проходному каналу системы TFL. При ремонтных работах в скважине дефлектор извлекают из устьевой елки с ис­пользованием тросовой технологии для восстановления вертикального доступа к скважине.

1 — профиль для извлечения с помощью троса;2 — тросовые внутренние профили и расточки для ориентации и блокирования клина в У-образной катушке;

3 — клиновой контурный профиль

Рисунок 23 — У-образная катушка с клиновым дефлектором

Ь) лопастной (или стопорный) дефлектор

Лопастной дефлектор (см. рисунок 24) является устройством, устанавливаемым в У-образную ка­тушку с «лопастным» запорным элементом. Лопасть имеет контур с одной стороны для соответствия вертикальному проходному каналу, а с другой стороны для соответствия проходному каналу системы TFL. Лопастной дефлектор имеет стопор для удержания лопасти в одном из двух положений. Лопаст­ной дефлектор является пассивным устройством, которое устанавливают при прохождении инструмен­тальной колонны. Например, если инструмент входит в У-образную катушку по вертикальному проход­ному каналу, то лопасть отбрасывает в вертикальное положение, и инструмент продолжает движение. Во время обратного движения, лопасть направляет инструмент обратно по тому же пути, по которому он проходил. Лопасть будет оставаться в таком положении пока инструмент, входящий через проходной канал системы TFL не протолкнет лопасть выше в положение прохода системы TFL. Стопор будет сно­ва держать лопасть в этом положении для обратного прохождения инструмента.

31

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1 1

1 — входной порт; 2 — выходной порт; 3 — стопорное устройство; 4 — лопасть

Рисунок 24 — У-образная катушка с лопастным дефлектором

7.5.3 ДивертерыВсе дивертеры делят на следующие два типа:

a) лопастной дивертер

Лопастной дивертер (см. рисунок 25) является устройством, которое устанавливают в отводном соединении с лопастным запорным элементом. Лопастной дивертер является активным устройством с роторным или ручным приводом, который поворачивает лопасть в одно из двух положений.

b) пробковый дивертер

Пробковый дивертер (см. рисунок 26) является устройством, которое устанавливают в отводном соединении с цилиндрической «пробкой», содержащей одно или два отверстия. Отверстия имеют кон­туры, которые соответствуют прямому или изогнутому проходному каналу в отводном соединении. Пробковый дивертер является активным устройством, которое, в зависимости от конструкции, имеет линейный или роторный привод, который перемещает пробку таким образом, чтобы совместить отвер­стие с соответствующим проходным каналом.

32

ГО С ТР И С О 13628-3— 2013

1 — внешняя рукоятка; 2 — лопасть дивертера; 3 — роторный привод

Рисунок 25 — Лопастной дивертер

33

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1 — роторный или линейный привод; 2 — контурные отверстия; 3 — пробка дивертера

Рисунок 26 — Пробковый дивертер

7.5.4 СелекторыСелекторы системы TFL (см. рисунок 27) являются активными устройствами, встраиваемыми в сое­

динение трубопровода с ответвлениями, которые направляют инструменты системы TFL от общего входа к любому из нескольких выпускных проходных каналов. Селектор состоит из подвижной части, неподвиж­ной части и устройства, которое дискретно совмещает обе части в определенном направлении.

7.6 Конструкция дивертера

Дивертеры, предназначенные для работы системы TFL, должны соответствовать следующим тре­бованиям:

- любой прямой или изогнутый входной канал системы TFL должен иметь такое же отверстие, как минимальный внутренний диаметр после гибки, приведенный в таблице 2, отводы должны соот­ветствовать разделу 6;

- механические концевые соединения входных или выходных портов должны обеспечивать кони­ческие переходные поверхности и минимальную величину зазора, как показано на рисунке 19;

- сварные соединения входных или выходных портов должны соответствовать разделу 6;- селекторы с обратными отводами (S-отводы) должны иметь прямую секцию между касатель­

ными отводов длиной, достаточной для обеспечения прохождения соответствующей оправки и инстру­ментов системы TFL по разделу 6.

34

ГО СТРИСО 13628-3— 2013

1 — входной порт; 2 — изогнутый канал; 3 — устройство пошагового перемещения; 4 — выходной порт; 5 — неподвижная часть; 6 — подвижная часть

Рисунок 27 — Селектор системы TFL

7.7 Испытания дивертера

7.7.1 Контроль оправкойПроходные каналы дивертера следует подвергать испытаниям при подсоединении к трубопрово­

ду с использованием соответствующих оправок по 6.4.7.7.2 Испытания под давлениемДивертер должен быть испытан в соответствии с методом испытаний трубопроводов, соответству­

ющим его местоположению и функциям в системе TFL.

8 Оборудование и инструменты для заканчивания скважин

8.1 Общие положения

Оборудование и инструменты для заканчивания скважин включают часть системы TFL между устьем скважины и продуктивной зоной. Процедуру заканчивания скважины следует разрабатывать таким образом, чтобы свести к минимуму манипуляции инструментов в процессе работы. На рисун­ке С.З показан пример заканчивания скважин, который включает эксплуатационную обсадную колонну, насосно-компрессорную колонну, посадочные ниппели, циркуляционные клапаны, пакеры и т.д. Схема заканчивания скважин должна учитывать результаты воздействия изменений температуры и давления, вызываемых циркуляцией холодных флюидов, а также в результате работы ясса и гидравлических уда­ров при работе насоса.

Заканчивание с помощью системы TFL отличается от заканчивания с использованием обору­дования, спускаемого на тросе, так как в первом случае должен быть использован циркуляционный элемент для завершения циркуляционного прохода. Обычно устанавливают также приемные клапаны

35

ГОСТРИСО 13628-3—2013

для максимизации эксплуатационных характеристик системы TFL и минимизации поглощения флюида пластом. Схема заканчивания скважин также оказывает влияние на способность системы TFL к выпол­нению своих функций и рабочих процедур. Как правило, более сложная схема заканчивания скважин позволяет выполнение большего типа сервисных работ при более простых сервисных операциях.

Некоторые общие руководящие принципы для разработки схем заканчивания скважин следующие:- необходимо определить требования к добыче (или нагнетанию) и обслуживанию и разработать

схему заканчивания скважины;- глубина циркуляционного элемента является основным определяющим фактором в возможно­

сти обслуживания скважин (Чем глубже циркуляционный элемент в схеме заканчивания, тем больше его сервисные возможности. Это позволяет проводить инструменты до самой нижней точки в скважине и уменьшает необходимость в работе с приводными тягами и/или проставочными стержнями.);

- необходимо рассмотреть устройства изоляции/добычи (нижние клапаны, шиберы боковых от­верстий) для посадки приемных клапанов (Это позволяет извлекать приемные клапаны для техниче­ского обслуживания при сохранении работоспособности системы TFL, т.е. замкнутой системы, которая минимизирует проникновение рабочих флюидов системы TFL в пласт.);

- необходимо рассмотреть альтернативные сервисные процедуры системы TFL в случае возник­новения осложнений с основными сервисными процедурами;

- необходимо поддерживать постоянный внутренний диаметр насосно-компрессорных колонн и выкидных трубопроводов для максимизации совместимости и эксплуатационных характеристик поршневого модуля.

Особое внимание должно быть уделено нагнетательным скважинам, так как при нагнетании не должны быть установлены приемные клапаны. Расходные приемные клапаны могут быть проведе­ны на место установки до начала работы системы TFL и удалены перед возобновлением нагнетания. В схемах заканчивания скважин должно быть уделено особое внимание обеспечению возможности проводки данных клапанов на место и их надлежащему удалению, особенно при двухколонном закан- чивании скважин.

Имеющиеся различия между оборудованием, спускаемым на тросе, и оборудованием системы TFL не ограничены только тем, что компоненты, составляющие компоновки системы TFL, более корот­кие, шарнирные. Например, в скважинах с системой TFL обычно используют уплотнительные каналы одного размера во всем оборудовании для заканчивания скважины. Это, как правило, приводит к ис­пользованию выборочной системы размещения, потому что использование непроходных посадочных ниппелей ограничило бы сервисные возможности. Инструменты системы TFL разработаны таким обра­зом, чтобы позволять приложение циклического давления и ударных нагрузок при операциях системы TFL. Учитывая циклическое нагружение давлением, в оборудовании системы TFL обычно используют литые уплотнения вместо \/-образного уплотнения (шевронного уплотнения). Инструменты системы TFL также должны быть разработаны с учетом непрерывности циркуляции флюида даже после их уста­новки на посадочный ниппель в скважине.

8.2 Схема заканчивания скважины

В приложении С приведены следующие четыре основные схемы заканчивания скважин:- одноколонный тип заканчивания в одном горизонте сзатрубной циркуляцией (см. рисунок С.1);- одноколонный тип заканчивания в одном горизонте с циркуляцией по боковой колонне (см. ри­

сунок С.2);- одноколонный тип заканчивания в одном горизонте (см. рисунок С.З);- одноколонный тип заканчивания в двух горизонтах (см. рисунок С.4).Выбор схемы заканчивания скважины следует определять с учетом:- экономики;- требований к добыче и нагнетанию;- требований к обслуживанию;- требований к добыче вторичными методами.Приложение С может быть использовано для дальнейшего уточнения концепций заканчивания

скважин.

8.3 Насосно-компрессорные трубы

В установках системы TFL используют стандартные размеры насосно-компрессорных труб от 60,3 до 114,3 мм (от 2 Vs до 4 1/4 дюймов). В установках системы TFL успешно применяли резьбовые соеди-36

ГОСТРИСО 13628-3—2013

нения по стандарту API и другие соединения повышенного качества. Переходные участки соединений следует выполнять в соответствии с разделом 6.

8.4 Управляемая с поверхности скважинная предохранительная система

Достаточное внимание должно быть уделено проектированию управляемой с поверхности сква­жинной предохранительной системе, а именно:

- выбору клапана:

TRSV предпочтительнее клапанов, извлекаемых системой TFL. Возможно сокращение продол­жительности технического обслуживания без извлечения и обратной установки извлекаемого системой TFL предохранительного клапана до и после работ по техническому обслуживанию ниже клапана. Вви­ду протяженности выкидных трубопроводов системы TFL, исключение двух сервисных спуско-подъ- емов может заметно сократить время технического обслуживания и затраты. Следует предусмотреть извлекаемые системой TFL встроенные клапаны, как резервные для TRSV;

- давлению системы управления:

Так как скважины системы TFL обычно являются подводными, то возможности давления системы управления могут быть ограничены и общее давление систем управления должно быть тщательно про­анализировано. В отличие от скважин, обслуживаемых с помощью оборудования на тросе, система управления скважин, обслуживаемых системой TFL, должна учитывать не только давление в закрытой скважине, но также поддерживать предохранительный клапан в открытом положении во время макси­мального рабочего давления системы TFL. При использовании однолинейных типов клапанов, давле­ние системы управления должно быть не менее максимального давления насосно-компрессорных труб или максимального рабочего давления системы TFL в зависимости, какое из них более, и давления для поддержания клапана открытым. Возможно уменьшение требований к давлению системы управле­ния путем использования предохранительных клапанов уравнительного типа (двухлинейного) или кла­панов с зарядкой азотом, которые нечувствительны к давлению в насосно-компрессорной колонне. При использовании любого типа TRSV сила для поддержания клапана открытым должна быть доста­точной, чтобы преодолеть силы сопротивления перемещению поршней системы TFL при их прокачива­нии через клапан. TRSV с большей площадью поршня обеспечивает большую силу для поддержания клапана открытым в целях предотвращения случайного закрытия клапана во время прохода инстру­мента системы TFL вверх. Для определения соответствия системы управления и предохранительных клапанов следует проконсультироваться с изготовителем систем TFL оборудования;

- сервисным операциям системы TFL:

Для проведения сервисных операций системы TFL необходимо поддержание постоянной цирку­ляции. При использовании TRSV с извлекаемыми системой TFL SVLN в качестве резервных, следует предусмотреть специальный маршрут линии управления. Линию управления следует направить к TRSV через блокирующее изолирующее/перенаправляющее устройство и затем к SVLN. Данное устройство предотвращает доступ линии управления к SVLN до тех пор, пока TRSV отключен, что предупреждает потерю давления в системе управления TRSV из-за случайного перемещения втулки SVLN;

- конструкции оборудования и сервисным процедурам:

Конструкции оборудования и сервисные процедуры должны обеспечивать возможность поддержа­ния извлекаемого системой TFL предохранительного клапана в открытом положении до тех пор, пока не установлено гидравлическое давление для поддержания клапана открытым. Нарушение этого усло­вия может привести к прекращению циркуляции в системе TFL. Следует предусмотреть аварийный среза­ющий элемент в спускаемом инструменте, позволяющий извлечение инструмента, в то время как клапан механически поддерживается в открытом положении, обеспечивая таким образом циркуляцию;

- общей глубине установки клапана:

Общую глубину установки клапана, включая глубину воды, следует оценивать при проектирова­нии предохранительной системы. В однолинейных установках следует обеспечить минимальное давле­ние в насосно-компрессорной колонне у предохранительного клапана. Данное минимальное давление в насосно-компрессорной колонне может позволить снижение давления в системе управления без вли­яния на характеристики отказобезопасности предохранительного клапана.

37

ГОСТРИСО 13628-3—2013

8.5 Пакеры

Где позволяют условия, обычно используют полнопрохрдные пакеры. Любые уступы или вну­тренние профили должны иметь скосы в соответствии с рисунками 16 и 28. Пакеры для заканчивания скважины с использованием системы TFL обычно являются специальными или усовершенствованны­ми конструкциями, которые принимают во внимание более высокие значения давления, используемые при операциях системы TFL. Гидравлические пакеры следует устанавливать на максимальное ожидае­мое рабочее давление системы TFL, позволяя таким образом достигать максимального перемещения пакера (рабочий ход, перемещение, сжатие прокладок, скольжение и т.д.), которое должно быть до­стигнуто и испытано во время первоначального заканчивания скважины.

а Фаска от 0,25 до 0,50 мм (от 0,01 до 0,02 дюйма), от 43° до 47°. ь См. таблицу 4.

Рисунок 28 — Размеры профиля ниппеля

8.6 Телескопические соединения

При заканчивании скважин с использованием системы TFL насосно-компрессорные колонны под­вергают воздействию экстремальных температур в широком диапазоне, от нагревания при добыче до охлаждения во время работы системы TFL. Вследствие этого, во избежание увеличения нагрузок, которые могли бы стать причиной смещения пакера или привести к продольному изгибу насосно-ком­прессорной колонны при заканчивании скважин, в состав насосно-компрессорной колонны входят теле­скопические соединения для компенсации возможных расширений и сокращений.

Специальная конструкция телескопических соединений для заканчиваний с использованием си­стемы TFL обусловлена также следующим:

- длина хода должна быть ограничена, так как поршневые компоновки системы TFL должны про­ходить телескопические соединения, то ход соединения должен быть менее 1,0 м (3 фута) (Выполне­ние данного условия обеспечит то, что поршневые компоновки будут всегда перекрывать увеличенный внутренний диаметр при полностью раздвинутом телескопическом соединении.);

- при повышенном рабочем давлении, потенциальных воздействиях гидравлических ударов и ко­лебаниях температуры при работе системы TFL подвижный уплотнительный механизм в телескопиче­ских соединениях должен быть рассчитан на воздействие таких условий с точки зрения повышенной надежности.

Рекомендуемое ограничение хода 1,0 м (3 фута) обусловливает необходимость наличия более одного телескопического соединения на каждую насосно-компрессорную колонну. Телескопические соединения следует размещать в насосно-компрессорной колонне хотя бы с одной трубной секцией между ними для обеспечения эффективного перемещения поршневого узла. Телескопические соеди­нения следует размещать на удалении от ниппелей и других элементов, где будут проводить сервис­ные работы. При двухколонном заканчивании телескопические соединения не следует располагать38

ГОСТРИСО 13628-3—2013

в непосредственной близости друг с другом для предупреждения их потенциального взаимодействия при работе.

8.7 Посадочные ниппели

8.7.1 Общие положенияПосадочные ниппели представляют собой трубчатые элементы, которые позволяют размещать,

закреплять и герметизировать в скважине извлекаемое оборудование системы TFL.8.7.2 Внутренние профилиВнутренние профили посадочного ниппеля представляют собой переход к номинальному вну­

треннему диаметру насосно-компрессорных труб, через который должны проходить поршневые ком­поновки и извлекаемые инструменты. Входные и выходные поверхности следует разрабатывать таким образом, чтобы свести к минимуму повреждение уплотнительного элемента и препятствование про­хождению инструмента.

8.7.3 Предпочтительные нормы проектированияВ нормы проектирования следует включить следующее:- посадочным ниппелям системы TFL следует иметь углы внутренних профилей входа и выхода

30° или менее, как это показано на рисунке 28, для облегчения прохождения инструмента, минимиза­ции износа инструмента и предупреждения повреждения поршня и уплотнения;

- углы непроходных заплечиков и блокирующих профильных расточек на несущих поверхностях могут составлять 45° или более, но на ненесущих поверхностях рекомендуется 30° или менее (Острые кромки следует скашивать, как показано на рисунке 28.);

- входы и выходы размещающих профилей следует выполнять в соответствии с рисунком 28 (В пределах полного профиля могут быть прямоугольные заплечики, но кромки должны иметь задан­ную фаску.);

- уплотнительные проходные каналы для операций систем TFL представлены в таблице 4 (В ука­занных уплотнительных каналах углы выхода и входа должны быть 15°.).

8.8 Циркуляционные элементы

Циркуляционный элемент необходим для проводки инструмента в скважину и из нее. Циркуля­ционный элемент также позволяет вытеснить скважинный флюид рабочими флюидами системы TFL перед любыми сервисными операциями. Циркуляционный элемент или циркуляционный узел следует располагать как можно ближе к самой глубокой точке предполагаемого обслуживания. Это позволяет перемещать инструмент до самой нижней точки в скважине без помощи длинных секций приводных тяг или проставочных стержней. Циркуляционный элемент должен быть установлен ниже пакера или в лю­бом удобном месте в насосно-компрессорной колонне. Ниже представлено несколько конструкций цир­куляционных элементов:

- стандартный:

Двухканальный блок для прохождения инструментов со связующим портом между каналами. Обычно над ним спускают непроходные или селективные посадочные ниппели, а шлифованные пере­водники устанавливают ниже /-/-образного блока. Это позволяет устанавливать CCV (см. 8.9) или уплот­нительное устройство в связующем порте для изоляции насосно-компрессорной колонны;

- Н-образный элемент с боковым карманом:

/-/-образный элемент с боковым карманом аналогичен камере с боковым карманом с добавлени­ем боковой колонны, которую присоединяют к карманной секции камеры. Связь между двумя колон­нами можно контролировать путем установки CCV в кармане камеры. Этот инструмент используют как аварийный циркуляционный элемент или как основной циркуляционный элемент там, где необхо­дим проходной канал насосно-компрессорной колонны при установленном CCV;

- циркуляционный ниппель:

Циркуляционный ниппель позволяет спускать одну насосно-компрессорную колонну с прямо­точным каналом для сервисных операций системы TFL с меньшей боковой колонной, смещенной и соединенной с основным каналом насосно-компрессорной колонны. Смещенную колонну исполь­зуют только для завершения циркуляционного контура. Доступ системы TFL не предусмотрен (см. рисунок С.2);

39

ГОСТРИСО 13628-3—2013

- У-образный блок:

У-образный блок аналогичен циркуляционному ниппелю за исключением того, что верхнее и ниж­нее соединения имеют один размер. Конструкция позволяет доступ системы TFL с любой колонны к точке ниже этого тройникового соединения. Этот элемент обычно используют для двухколонного за- канчивания с одинарным пакером;

- связующий ниппель:

Связующий ниппель обеспечивает циркуляцию между насосно-компрессорной и обсадной колон­ной для заканчивания сзатрубной циркуляцией (см. рисунок С.1). Посадочный ниппель устанавливают выше портов, а полированный проходной канал устанавливают ниже портов для возможности изоляции затрубного пространства с помощью CCV при добыче (или нагнетании);

- камера с боковым карманом:

Камера с боковым карманом и соответственно увеличенной входной зоной может быть исполь­зована в качестве циркуляционного элемента в условиях применения, аналогичных случаям со связу­ющим ниппелем. Это позволяет устанавливать CCV в боковой карман, не ограничивая при этом про­ходной канал.

Иногда устанавливают верхние или альтернативные циркуляционные элементы для обеспечения сообщения флюидов для таких операций как газлифт, аварийная циркуляция и промывка песчаных пробок. Должно быть предусмотрено изолированное расположение альтернативных циркуляционных элементов для обеспечения циркуляции инструментальной колонны системы TFL с помощью основно­го циркуляционного элемента. Для изоляции циркуляционного порта используют различные извлекае­мые устройства, такие как SDC, обратная трубопроводная арматура или заглушки.

Открытые боковые выходные отверстия в местах пересечения циркуляции следует подготавли­вать в соответствии с разделом 6 для того, чтобы предупредить повреждение проходящих уплотните­лей и минимизировать возможность блокирования инструментов из-за возникающего перепада давле­ния (возникающего всасывания).

8.9 Управление циркуляцией

8.9.1 Устройство управления циркуляцией может быть необходимо в некоторых схемах заканчи­вания скважин для обеспечения сообщения во время обслуживания системой TFL и изоляции насосно­компрессорных колонн или насосно-компрессорных/обсадных колонн при добыче или нагнетании. CCV может быть установлен концентрично или в боковом кармане. Этот клапан спускают и устанавливают в открытом положении для обеспечения циркуляции при извлечении инструментальной колонны систе­мы TFL. Закрытие (после обслуживания системой TFL) и повторное открытие (для последующей рабо­ты системы TFL) достигают путем манипулирования давлением в системе. CCV используют при закан- чивании скважины одновременно в нескольких продуктивных горизонтах, когда смешивание пластовой продукции разных горизонтов нежелательно или недопустимо.

8.9.2 Возможна также установка в циркуляционных элементах устройств аварийной циркуляции. Устройства аварийной циркуляции представляют собой клапаны, которые устанавливают в закры­том положении и также управляют с помощью манипулирования давлением. Эти SDC устанавливают в верхних или альтернативных циркуляционных элементах. И они обеспечивают аварийную циркуля­цию в случае, когда основной циркуляционный элемент засорен шламом или песком.

8.10 Приемные клапаны и изолирующие/добычные устройства

8.10.1 Приемные клапаны (обратные клапаны), извлекаемые с помощью системы TFL, спускают при заканчивании скважины с помощью системы TFL. Приемный клапан, который позволяет пласто­вым флюидам поступать в насосно-компрессорную колонну, но предотвращает проникновение в пласт рабочего флюида системы TFL, обеспечивает максимальную эффективность работы системы TFL. При удержании приемного клапана на месте во время обслуживания системой TFL имеется возмож­ность отводить из скважины любой поступивший газ, минимизировать попадание дополнительного газа в насосно-компрессорную колонну и изолировать рабочий флюид и давление системы от пласта. Это уменьшает эффект сжимаемости в системе, таким образом улучшая реагирование на изменение дав­ления на пульте управления системой TFL. Приемные клапаны могут быть установлены в селективных 40

ГОСТРИСО 13628-3—2013

посадочных ниппелях, непроходных ниппелях или изолирующих/добычных устройствах. Приемные клапаны могут быть срезаны для обеспечения возможности закачивания в пласт.

8.10.2 Изолирующее/добычное устройство извлекают вместе с насосно-компрессорными труба­ми. Устройство открывают при установке приемного клапана и закрывают при извлечении приемного клапана, изолируя таким образом скважинный пласт при извлечении приемного клапана. Существует два типа изолирующих/добычных устройств: первый тип позволяет добычу через кольцевое простран­ство насосно-компрессорной колонны и должен быть установлен ниже пакера; второй тип позволяет добычу через нижнюю часть насосно-компрессорной колонны и может быть установлен в любом месте насосно-компрессорной колонны. Последний тип должен быть установлен в непосредственной близо­сти от циркуляционного элемента для обеспечения возможности работы системы TFL.

8.11 Конструкция инструмента системы TFL

8.11.1 Конструкция инструментаИнструменты системы TFL должны быть разработаны для отводов с радиусом 1 524 мм (60 дюй­

мов). Значения внутреннего диаметра проходных каналов трубных петель для соответствующих разме­ров инструмента представлены в графе «Минимальный внутренний диаметр после гибки» таблицы 2.

8.11.2 Другие требованияВ конструкции инструмента необходимо предусматривать следующее:- избегать чрезмерного количества шарнирных соединений в инструментальной колонне, то есть

максимизировать длину сегмента, что поможет минимизировать проблемы технического обслуживания;- проектировать инструменты для спуска, активации, установки и т. д. с минимальным системным

манипулированием ;- допускать манипуляции инструментом и динамические нагрузки, возникающие при работе си­

стемы TFL, такие, как ударные нагрузки, циклическое давление и гидравлические удары;- проектировать срезные штифты так, чтобы все его части оставались внутри инструмента

для предотвращения контакта оставленного металла с инструментом или его попадания в систему вы­кидных трубопроводов;

- проектировать резьбовые соединения всех инструментов так, чтобы они имели механическое блокирующее устройство такое, как фиксатор, предохранительный винт, контргайка и т. д., так как уда­ры и вибрация инструментальной колонны ведут к ослаблению резьбовых соединений.

9 Операции

9.1 Общие положения

Нижеизложенные требования и рекомендации относятся к работе оборудования и инструментов системы TFL в подводных скважинах-спутниках и кустовых/манифольдных системах добычи. Многие из них разрабатывали по мере накопления опыта и успешного применения методов. Операторы могут отдавать предпочтение своим методам, основанным на особых скважинных условиях. Дополнительные рекомендации см. в [3].

9.2 Персонал и обучение

9.2.1 Планирование всех аспектов проекта системы TFL на самых ранних его стадиях помогает обеспечить успешность выполнения операций по техническому обслуживанию. Планирование должно также включать положения по обучению персонала, вовлеченного в операции по техническому обслу­живанию скважины. Операторами системы TFL должен быть опытный персонал в отношении техниче­ского обслуживания, знакомый с процессами заканчивания скважин, операциями по техническому об­служиванию с использованием инструментов на тросе, гидравлическими параметрами работы системы TFL и общими морскими/подводными работами.

9.2.2 Операторы системы TFL должны быть подготовлены к работе с подводной системой управ­ления, выполнению процедур аварийного закрытия, а также к анализу показаний давления, получае­мых из различных точек.

9.2.3 Дополнительно оператор должен быть обучен на действующем оборудовании системы TFL и на эксплуатируемом оборудовании для заканчивания скважины. Это обучение должно включать в себя вопросы функционирования оборудования и информацию о величинах установочного давления

Максимально упрощенное управление.

41

ГОСТРИСО 13628-3—2013

инструмента, давления перемещения скользящей втулки и давления срезания штифта для различных инструментальных операций.

9.3 Оборудование для заканчивания скважин

Рассматриваемыми элементами являются трубопроводы системы TFL, подводная устьевая елка и скважинное оборудование. Для минимизации осложнений при работе системы TFL проектирование тру­бопроводов системы TFL в соответствии с разделом 6, устьевой елки и трубных подвесок в соответствии с разделом 7 должно быть выполнено на стадии планирования проекта с учетом прохождения инструмен­та системы TFL. Элементами планирования являются размещение проходных штуцеров, расположение предохранительных индикаторов и трубопроводной арматуры, дивертеров и расточек под заглушки.

Скважинное оборудование следует планировать и контролировать с учетом следующего:

- прохождение инструмента:

Все скважинное оборудование следует контролировать на совместимость с инструментами системы TFL;

- разделение оборудования для заканчивания скважины:

Из-за значительных температурных колебаний при работе системы TFL насосно-компрессорная колонна при заканчивании выше верхнего пакера и между пакерами при многопластовом заканчивании должна быть надлежащим образом разделена для предупреждения потери устойчивости насосно-ком­прессорной колонны, когда оборудование для заканчивания скважины спущено и пакеры установлены;

- управление оборудованием с помощью давления:

Определенными элементами при заканчивании скважины можно управлять при помощи диффе­ренциального давления или давления в системе. Неправильное применение давления или неподходя­щая настройка инструментов может привести к случайному срабатыванию инструмента и отрицательно повлиять на работоспособность оборудования для заканчивания скважины. Необходимо назначить до­статочный порог срабатывания инструмента по давлению для предупреждения его случайного сраба­тывания;

- переключение блокирующих профилей:

Следует провести оценку элементов, которые могли бы стать причиной случайного размещения с избирательностью по ключу. Если используют профили различных изготовителей, то их следует оце­нить на совместимость.

9.4 Управляющие системы скважин-спутников и кустовых скважин

9.4.1 Управляющие системы для скважин-спутников и кустовых скважин системы TFL обычно представляют собой сложные системы. Оператор системы TFL должен быть хорошо знаком с основами управляющей системы и значениями времени срабатывания.

9.4.2 С точки зрения дальнейшей эксплуатации подводную управляющую систему следует плани­ровать и проектировать так, чтобы во время операций по техническому обслуживанию определенные функции управления для различных клапанов и т.п. на обслуживаемой скважине могли быть переданы оператору системы TFL. Это функции для всех проходных клапанов и дивертеров, через которые ин­струменты системы TFL проходят или которые влияют на работу системы TFL. Данные клапаны могут включать клапаны изоляции водоотделяющей колонны, клапаны изоляции выкидных трубопроводов и кустов скважин, главные клапаны устьевой елки, боковые клапаны, отводные устройства, клапаны доступа в кольцевое пространство и скважинные предохранительные клапаны. Управляющие функ­ции клапанов должны быть связаны с системами аварийного закрытия. Оператор системы TFL должен иметь возможность временно блокировать аварийное закрытие так, чтобы инструменты системы TFL могли быть проведены в «безопасное» местоположение (в стороне от клапанов). Цель состоит в пре­дотвращении закрытия клапанов на инструментальной колонне.

9.5 Планирование обслуживания и документирование работ

9.5.1 Оператор системы TFL должен ознакомиться с последним отчетом о строительстве сква­жины до проведения операций системой TFL. Должна быть подготовлена и рассмотрена подробная процедура обслуживания. Оператор несет ответственность за подготовку и настройку оборудования.42

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Настройка оборудования включает следующее: выбор размера и материала срезного штифта для спу­ско-подъемного и проталкивающего инструмента, способа срезания вверх/вниз при проталкивании ин­струмента, срезных штифтов блокирующего устройства, срезных штифтов/давления срезания штифтов и давления активизации инструментов для установки газлифтных клапанов. Следует предусмотреть испытания оборудования до использования для подтверждения его работоспособности.

9.5.2 Оператору системы TFL следует документировать всю работу и обновлять отчет о строи­тельстве скважины. Там, где это необходимо или применимо, в документацию следует включать отчеты, которые содержат разделы по записям ленточного самописца. Файл с отчетами о строительстве сква­жины следует хранить с отчетами по эксплуатации скважины.

9.6 Выбор рабочего флюида/подготовка скважины

Выбор рабочего флюида имеет особое значение для функциональных возможностей сервисной системы TFL. Критерии, которые должны быть рассмотрены при выборе рабочего флюида, включают следующее:

- наличие на месте работы:

Если нет легкодоступного флюида на месте, то должно быть обеспечено его хранение;

- плотность флюида:

Плотность флюида будет влиять на эксплуатационные характеристики системы TFL и требуемые значения давления;

- комбинации флюидов:

Для различных скважин и скважинных условий может потребоваться несколько различных флюидов;

- вязкость:

Пульсация давления, потеря давления и скольжение инструмента будут различными для флюи­дов с различной вязкостью;

- стоимость:

Использование в системе TFL труднодоступного рабочего флюида может увеличивать затраты на обслуживание системой TFL.

В идеале рабочий флюид должен иметь такие характеристики, как легкодоступность, невысокая стоимость и возможность обеспечивать значительное дифференциальное давление при работе систе­мы TFL, а производительность циркуляции должна соответствовать эксплуатационным требованиям. Примерами таких типов флюидов являются:

- дегазированная нефть, обработанная на месте;- профильтрованная и ингибированная морская вода;- чистые флюиды для заканчивания скважин.П р и м е ч а н и е — Такие флюиды могли бы быть эффективными для снижения номинального давления

оборудования. Они могли бы также быть эффективно использованы для срезания приемного клапана и глушения скважины через систему TFL.

В приложении В приведена подробная информация о значениях рабочего давления системы TFL и степень эффективности различных рабочих флюидов.

Перед началом работ следует выполнить циркуляцию в системе TFL для удаления газа и скважин­ных флюидов. Для получения повторяемых результатов при работах с инструментом и для обеспече­ния надежного размещения инструмента следует использовать однофазные флюиды.

В процессе циркуляции оператору следует обращать внимание на следующие два элемента: при­емные клапаны остаются на месте при поддержании постоянного противодавления с использованием регулируемых штуцеров на поверхности; забойное рабочее давление находится в заданных пределах. Максимальным забойным рабочим давлением является пластовое давление (забойное давление в за­крытой скважине) плюс давление срезания приемного клапана с учетом коэффициента безопасности. Для обеспечения соответствия этим двум критериям давление на насосе должно быть не более мак­симального забойного рабочего давления без гидростатического давления рабочего флюида. Штуцер на манифольде насоса (см. рисунок 4) также следует отрегулировать относительно гидростатического давления флюида и расхода, когда начинают операции по насосной подаче. Штуцер поддерживает

43

ГОСТРИСО 13628-3—2013

противодавление в системе, сохраняя приемные клапаны на месте для гарантии того, что скважинные флюиды не попадут в систему во время работы системы TFL.

9.7 Операции по насосной подаче

9.7.1 Как правило при операциях по насосной подаче, потери на трение составляют менее 13,8 МПа (2000 фунт/дюйм2), и для проведения большинства манипуляций с инструментами значение величины дифференциального давления на поршневых компоновках должно быть в пределах от 3,4 до 13,8 МПа (от 500 до 2000 фунт/дюйм2) (значения номинального давления см. в 4.4). Для выполнения некоторых таких операций, как ловильные работы, необходимое значение дифференциального давле­ния может доходить до 20,7 МПа (3000 фунт/дюйм2).

9.7.2 Оператор должен внимательно следить за гидравлическими ударами и пульсациями дав­ления, которые могут возникнуть в результате закрытия клапана при высокой скорости циркуляции или размещении инструментальной колонны при завышенной производительности насоса. Это мо­жет привести к повышенным напряжениям в проходном оборудовании или преждевременному среза­нию инструментов системы TFL. Это особенно актуально для протяженных выкидных трубопроводов и/или глубоких скважин, где циркулируют большие массы флюида.

До начала операций по насосной подаче оператору системы TFL следует выполнить следующие процедуры:

- передать другому оператору системы TFL контроль и управление необходимыми клапанами;- проверить, что имеется достаточное количество рабочего флюида системы TFL;- проверить что, все клапаны и отводные устройства для системы TFL обслуживания должным

образом установлены в соответствующей скважине;- закрыть клапаны подводной устьевой елки и открыть перепускной клапан.В начале операций по насосной подаче:- подать рабочий флюид системы TFL в сервисную/выкидную линию и закрыть перепускной клапан;- открыть клапаны подводной устьевой елки и циркулировать в скважину при поддержании доста­

точного противодавления для удержания приемного клапана на месте;- выполнить операции системы TFL, как это определено планом работы.Скорость проводки инструментов системы TFL следует поддерживать в соответствии с рекомен­

дациями изготовителей. Типовые приемлемые скорости подачи насоса представлены в таблице 1.Во время операций по насосной подаче, из-за положительного давления в системе, т.е. прием­

ные клапаны на месте, скважина всегда должна быть под контролем оператора. Газ и газированные флюиды следует предварительно удалить, и давление в системе уменьшают за счет гидростатического давления рабочего флюида.

9.8 Повторный ввод скважины в эксплуатацию

При повторном вводе скважины в эксплуатацию необходимо выполнить следующее:- промыть скважину требуемым флюидом для обеспечения возможности начать эксплуатацию,

если необходимо;- изолировать скважину от сервисных линий;- установить все клапаны и дивертеры для возобновления эксплуатации скважины;- передать контроль и управление клапанами на главную систему управления для возобновления

эксплуатации скважины;- документально оформить операции системы TFL и обновить отчет о строительстве скважины

так, чтобы отразить ее текущий статус.

10 Краткий перечень ф ункциональны х возможностей

Краткий перечень функциональных возможностей системы TFL приведен в приложении D.

44

Приложение А (обязател ьное)

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Труба системы TFL

А.1 Технические условия поставкиТруба системы TFL должна соответствовать всем требованиям ИСО 3183-1 за исключением, указанных

в А.2 — А.6.

А.2 Размер и группы

Труба системы TFL должна быть изготовлена с минимальным/максимальным внутренним диаметром, значе­ния которого преведены в таблице А.1.

Т а б л и ц а А.1 — Размеры внутренних диаметров трубопроводов (труба системы TFL)

Типовой внешний диаметр, мм (дюйм)

Номинальный внутренний диаметр, мм (дюйм)

Максимальный внутренний диаметр, мм (дюйм)

Минимальный внутренний диаметр, мм (дюйм)

60,3 (2,375) 50,67(1,995) 51,97 (2,046) 49,02(1,930)

73,03 (2,875) 62,0(2,441) 63,3 (2,493) 60,2 (2,372)

88,9 (3,500) 76,0 (2,992) 77,37 (3,046) 74,12(2,918)

114,3 (4,500) 100,53 (3,958) 101,93 (4,013) 98,65 (3,884)

А.З Длина

Труба системы TFL должна быть изготовлена только двойной условной длиной и без соединений (кольцевых сварных швов), если не указано иначе.

А.4 Контроль оправкой

Каждую трубу системы TFL следует контролировать по всей длине цилиндрическим шаблоном-оправкой. Передняя кромка оправки должна быть закругленной для беспрепятственного ввода в трубу. Оправка должна сво­бодно проходить через трубу при умеренном силовом воздействии, эквивалентном весу оправки, используемой для контроля. Трубу не следует отбраковывать, если она прошла контроль оправкой, не содержит посторонний материал и надлежащим образом закреплена для предупреждения провисания.

А.5 Гидравлические испытания

Трубу системы TFL следует подвергать гидравлическим испытаниям в соответствии с ИСО 3183-1.А.6 Маркировка

Трубу системы TFL следует маркировать буквами TFL дополнительно к маркировке, указанной в ИСО 3183-1.

45

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Приложение В (справочное)

Рабочее давление системы TFL

В.1 Общие положения

Настоящее приложение содержит примерную задачу по определению рабочего давления системы TFL, вы­бору оборудования надлежащего размера и выбору рабочих флюидов. Вычисления рассматривают статические и динамические эксплуатационные условия для того, чтобы определить желательные схемы работы системы TFL. Основываясь на данных о скважине и эксплуатационных условиях работы системы TFL, как представлено ниже, возможно определение пробного набора рабочих параметров системы TFL для того, чтобы:

- проверить надлежащие номинальные значения давления устья скважины и выкидных трубопроводов;- определить дифференциальное давление и максимальный расход флюида для оптимальной работы ин­

струмента;- определить требования к мощности поверхностного насоса.

П р и м е ч а н и е — При определении надлежащих проектных давлений, рабочего флюида, расходов флю­ида и т. д. следует консультироваться с изготовителями оборудования системы TFL для выполнения требуемых операций по обслуживанию скважины.

В.2 Пример задачи

В.2.1 ВведениеЗаканчивание скважины с подводным расположением устья при глубине воды 300 м (984 фута), которая на­

ходится на расстоянии 4 500 м (14764,5 футов) от платформы и ее поверхностного оборудования. Глубина скважи­ны 3 500 м (11483,5 футов) ниже морского дна. Из скважины добывают нефть при статическом забойном давлении 40 МПа (5801 фунт/дюйм2). Принимая номинальное рабочее давление подводного устья скважины, устьевой елки и сервисных/выкидных трубопроводов 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм2), определяют наилучший рабочий флюид, ко­торый будет работать в пределах номинального рабочего давления данного подводного оборудования. Будут про­анализированы три рабочих флюида: дегазированная нефть, морская вода и флюид для заканчивания скважины. Характеристики этих трех флюидов приведены в таблице В.1.

Т а б л и ц а В.1 — Характеристики рабочих флюидов

Плотность,кг/м3

(фунт/ галлон)

Вязкость,Пас

(сантипуаз)

Гидростатический напор на метр (фут),

МПа(фунт/дюйм2)

Потеря давления на метр при расходе 0,477 м3/мин

(3 барреля/мин),МПа

(фунт/дюйм2)

Дегазированная нефть 818,4(6,83) 0,01 (10,0) 0,068 (0,355) 0,000498 (0,02204)

Морская вода 1 023,3 (8,54) 0,001 (1,0) 0,0101 (0,447) 0,000426 (0,01883)

Флюид для заканчивания скважины 1 078,4 (9,00) 0,003 (3,0) 0,0106(0,468) 0,000502 (0,02222)

В.2.2 Исходные данныеВ.2.2.1 Заданные параметрыЗаданы следующие параметры:- статическое BHL скважины: 40 МПа (5801 фунт/дюйм2);- глубина моря: 300 м (984 фута);- длина выкидного трубопровода: 4 500 м (14764,5 футов);- TVD обслуживаемой скважины (устье скважины/ниже уровня дна моря): 3 500 м (11483 фута);- TMD обслуживаемой скважины (устье скважины/ниже уровня дна моря): 3 500 м (11483 фута);- внутренний диаметр труб: 76,2 мм (3 дюйма);- расход флюида при циркуляции: 0,477 м3/мин (3 барреля/мин).В.2.2.2 ДопущенияБыли сделаны следующие допущения:- рабочее давление поверхностного трубопровода и оборудования (включая устье скважины): 34,5 МПа

(5000 фунт/дюйм2) (Максимальный расход рабочего флюида будет принят как 0,477 м3/мин (3 барреля/мин). Это только пример. Другие расходы могут быть необходимы в зависимости от условий применения.);

46

ГОСТРИСО 13628-3—2013

- минимальное ВНР, создаваемое системой TFL, следует принять на 3,0 МПа (435 фунт/дюйм2) более ВНР скважины для установки приемного клапана;

- максимальное давление срезания приемного клапана следует принять на 3,0 МПа (435 фунт/дюйм2) менее максимального ВНР, создаваемое поверхностным насосом системы TFL (Увеличение давления срезания приемно­го клапана увеличивает давление системы, необходимое для выполнения работ);

- максимальное рабочее давление TFL следует принять на 3,0 МПа (435 фунт/дюйм2) менее давления, не­обходимого для срезания приемного клапана.

В.2.3 Расчетные данныеВ.2.3.1 Спуско-подъемное расстояние, которое должен пройти рабочий флюид = 2 х (глубина моря + рас­

стояние отхода + глубина скважины) = 2 х (300 м + 4 500 м + 3 500 м) = 16 600 м [2 х (984 фута + 14764,5 футов + + 11485,5 футов) = 54468 футов].

В.2.3.2 Гидростатическое давление рабочего флюида от насоса до забоя скважины = гидростатическое дав­ление флюида на единицу длины х (глубина моря + глубина скважины):

- дегазированная нефть: 0,008 МПа/м х 3 800 м = 30,4 МПа (0,355 фунт/дюйм2/фут х 12467,8 футов = = 4426 фунт/дюйм2);

- морская вода: 0,0101 МПа/м х 3 800 м = 38,38 МПа (0,447 фунт/дюйм2/фут х 12467,8 футов = = 5573 фунт/дюйм2);

- флюид для заканчивания скважины: 0,010 6 МПа/м х 3 800 м = 40,28 МПа (0,468 фунт/дюйм2/фут х х 12467,8 футов = 4426 фунт/дюйм2).

В.2.3.3 Потеря давления нагнетания в выкидном трубопроводе и насосно-компрессорной колонне = потеря давления флюида/фут х (глубина моря + расстояние отхода + глубина скважины) для:

- дегазированной нефти: 0,000 498 МПа/м х 8 300 = 4,13 МПа (0,02204 фунт/дюйм2/фут х 27232,3 футов = = 600 фунт/дюйм2);

- морской воды: 0,000 426 МПа/м х 8 300 м = 3,55 МПа (0,01883 фунт/дюйм2/фут х 27232,3 футов = = 513 фунт/дюйм2);

- флюида для заканчивания скважины: 0,000 502 МПа/м х 8 300 м = 4,17 МПа (0,02222 фунт/дюйм2/фут х х 27232,3 футов = 605 фунт/дюйм2).

В.2.3.4 Потеря давления нагнетания при спуске-подъеме = 2 х потеря давления нагнетания в выкидном тру­бопроводе и насосно-компрессорной колонне для:

- дегазированной нефти: 8,26 МПа (1200 фунт/дюйм2);- морской воды: 7,1 МПа (1026 фунт/дюйм2);- флюида для заканчивания скважины: 8,34 МПа (1210 фунт/дюйм2).В.2.3.5 Гидростатическое давление морской воды (с внешней стороны устья скважины) = гидростатическое

давление флюида х глубина моря = 0,010 1 МПа/м х 300 м = 3,08 МПа (0,447 фунт/дюйм2/фут х 1000 футов == 447 фунт/дюйм2).

В.2.4 Расчеты при статических условияхВ.2.4.1 Максимальное давление насоса = номинальное давление оборудования + гидростатическое давле­

ние морской воды - гидростатическое давление рабочего флюида для:- дегазированной нефти: 34,5 МПа + 3,03 МПа -(0 ,008 МПа/м х 300 м) = 35,13 МПа > 34,5 МПа максимальное

давление насоса. Поэтому, использовать 34,5 МПа [5000 фунт/дюйм2 + 440 фунт/дюйм2 - (0,355 фунт/дюйм2/фут х х 984 фута) = 5091 фунт/дюйм2 > 5000 фунт/дюйм2 максимальное давление насоса. Поэтому использовать 5000 фунт/дюйм2];

- морской воды: 34,5 МПа + 3 03 МПа - (0,010 1 МПа/м х 300 м) = 34,5 МПа [5000 фунт/дюйм2 + + 440 фунт/дюйм2 - (0,447 фунт/дюйм2/фут х 984 фута) = 5000 фунт/дюйм2];

- флюида для заканчивания скважины: 34,5 МПа + 3,03 МПа - (0,010 6 МПа/м х 300 м) = 34,35 МПа [5000 фунт/дюйм2 + 440 фунт/дюйм2 - (0,468 фунт/дюйм2/фут х 984 фута) = 4980 фунт/дюйм2].

В.2.4.2 Минимальное давление системы для удерживания приемного клапанов на месте = ВНР (статиче­ское) + 3,0 МПа (435 фунт/дюйм2) для:

- всех флюидов: 40,0 МПа + 3,0 МПа = 43,0 МПа (5801 фунт/дюйм2 + 435 фунт/дюйм2 = 6236 фунт/дюйм2).В.2.4.3 Максимальное ВНР, создаваемое системой TFL= максимальное поверхностное давление + гидроста­

тическое давление рабочего флюида для:- дегазированной нефти: 34,5 МПа + 30,4 МПа = 64,0 МПа (5000 фунт/дюйм2 + 4426 фунт/дюйм2 =

= 9426 фунт/дюйм2);- морской воды: 34,5 МПа+38,38 МПа = 72,88 МПа (5000 фунт/дюйм2+5573 фунт/дюйм2 = 10573 фунт/дюйм2);- флюида для заканчивания скважины: 34,35 МПа + 40,28 МПа = 74,63 МПа (4980 фунт/дюйм2 +

+ 5835 фунт/дюйм2 = 10815 фунт/дюйм2).В.2.4.4 Максимальное давление срезания приемного клапана = максимальное ВНР, создаваемое системой

TFL - 3,0 МПа (435 фунт/дюйм2) для:- дегазированной нефти: 64,9 МПа - 3,0 МПа = 61,9 МПа (9426 фунт/дюйм2 - 435 фунт/дюйм2 =

= 8991 фунт/дюйм2);- морской воды: 72,88 МПа - 3,0 МПа = 69,88 МПа (10523 фунт/дюйм2 - 435 фунт/дюйм2 = 10138 фунт/дюйм2);- флюида для заканчивания скважины: 74,63 МПа - 3,0 МПа = 71,63 МПа (10815 фунт/дюйм2 -

- 435 фунт/дюйм2 = 10380 фунт/дюйм2).

47

ГОСТРИСО 13628-3—2013

В.2.4.5 Максимальное рабочее ВНР = максимальное давление срезания приемного клапана - 3,0 МПа (435 фунт/дюйм2) для:

- дегазированной нефти: 61,9 МПа - 3,0 МПа = 58,9 МПа (8991 фунт/дюйм2 - 435 фунт/дюйм2 = = 8556 фунт/дюйм2);

- морской воды: 69,84 МПа - 3,0 МПа = 66,88 МПа (10138 фунт/дюйм2 - 435 фунт/дюйм2 = 9703 фунт/дюйм2);- флюида для заканчивания скважины: 71,63 МПа - 3,0 МПа = 68,63 МПа (10380 фунт/дюйм2 -

- 435 фунт/дюйм2 = 9945 фунт/дюйм2).В.2.4.6 Минимальное давление в системе на поверхности (установка штуцера противодавления) = минималь­

ное давление в системе для удержания приемного клапана на месте - гидростатическое давление флюида для:- дегазированной нефти: 40,0 МПа + 3,0 МПа - 30,4 МПа = 12,6 МПа (5801 фунт/дюйм2 + 435 фунт/дюйм2 -

- 4426 фунт/дюйм2 = 1810 фунт/дюйм2);- морской воды: 40,0 МПа + 3,0 МПа - 38,38 МПа = 4,62 МПа (5801 фунт/дюйм2 + 435 фунт/дюйм2 -

- 5573 фунт/дюйм2 = 663 фунт/дюйм2);- флюида для заканчивания скважины: 40,0 МПа + 3,0 МПа - 40,28 МПа = 2,72 МПа (5801 фунт/дюйм2 +

+ 435 фунт/дюйм2 - 5835 фунт/дюйм2 = 401 фунт/дюйм2).В.2.4.7 Дифференциальное давление срезания приемного клапана = давление срезания приемного клапа­

на - статическое ВНР для:- дегазированной нефти: 61,9 МПа - 40,0 МПа = 21,9 МПа (8991 фунт/дюйм2 - 5801 фунт/дюйм2 =

- 3190 фунт/дюйм2);- морской воды: 69,88 М Па-40,0 МПа = 29,88МПа(10138фунт/дюйм2-5801 фунт/дюйм2=4337 фунт/дюйм2);- флюида для заканчивания скважины: 71,63 МПа - 40,0 МПа = 31,63 МПа (10380 фунт/дюйм2 -

- 5801 фунт/дюйм2 = 4579 фунт/дюйм2).В.2.5 Расчет в динамических условиях при 0,477 м3/м ин (3 барреля/мин)В.2.5.1 Максимальное дифференциальное давление (подача инструмента вниз) = максимальное давление

на поверхности + гидростатическое давление рабочего флюида - потеря давления при закачке рабочего флюида вниз - [скважинное ВНР + 3,0 МПа (435 фунт/дюйм2)*] для:

- дегазированной нефти: 34,5 МПа + 30,4 МПа - 4,13 МПа - 43,0 МПа = 17,77 МПа (5000 фунт/дюйм2 + + 4426 фунт/дюйм2 - 600 фунт/дюйм2 - 6236 фунт/дюйм2 = 2590 фунт/дюйм2);

- морской воды: 34,5 МПа + 38,38 МПа - 3,55 МПа - 43,0 МПа = 26,33 МПа (5000 фунт/дюйм2 + + 5573 фунт/дюйм2 - 513 фунт/дюйм2 - 6236 фунт/дюйм2 = 3824 фунт/дюйм2);

- флюида для заканчивания скважины: 34,35 МПа + 40,28 МПа - 4,17 МПа - 43,0 МПа = 27,46 МПа (4980 фунт/дюйм2 + 5835 фунт/дюйм2 - 605 фунт/дюйм2 - 6236 фунт/дюйм2 = 3974 фунт/дюйм2).

В.2.5.2 Максимальное дифференциальное давление вверх (подача инструмента вверх).В.2.5.2.1 Максимальное давление насоса = максимум рабочее ВНР - гидростатическое давление рабочего

флюида + потеря давления при закачке вниз для:- дегазированной нефти: 58,9М Па-30,40М Па+4,13М Па = 32,63МПа(8556фунт/дюйм2-4426ф унт/дюйм2 +

+ 600 фунт/дюйм2 = 4730 фунт/дюйм2);- морской воды: 66,88 МПа - 38,38 МПа + 3,55 МПа = 32,05 МПа (9703 фунт/дюйм2 - 5573 фунт/дюйм2 +

+ 513 фунт/дюйм2 = 4643 фунт/дюйм2);- флюида для заканчивания скважины: 68,63 МПа - 40,28 МПа + 4,17 МПа = 32,52 МПа (9945 фунт/дюйм2 -

- 5835 фунт/дюйм2 + 605 фунт/дюйм2 = 4715 фунт/дюйм2).

П р и м е ч а н и е — Это подтверждает, что максимальное давление на устье скважины не превышено.

В.2.5.2.2 Максимальное дифференциальное давление (вверх) = максимальное давление насоса — потеря давления f /вся система для:

- дегазированной нефти: 32,63 МПа - 8,26 МПа = 24,37 МПа (4730 фунт/дюйм2 - 1200 фунт/дюйм2 = = 3530 фунт/дюйм2);

- морской воды: 32,05 МПа - 7,1 МПа = 24,95 МПа (4643 фунт/дюйм2 -1026 фунт/дюйм2 = 3617 фунт/дюйм2);- флюида для заканчивания скважины: 32,52 МПа - 8,34 МПа = 24,18 МПа (4715 фунт/дюйм2 -

- 1210 фунт/дюйм2 = 3505 фунт/дюйм2).В.2.6 ЗаключениеВ.2.6.1 В соответствии с результатами расчетов В.2.3.2 следует уделить особое внимание выбору флюида

для заканчивания скважины с использованием системы TFL. Флюид для заканчивания скважины был бы необхо­дим только, если дегазированная нефть или морская вода не могли бы обеспечить надлежащее дифференциаль­ное давление при работе системы TFL в скважине. Если использовать флюид для заканчивания скважины, то сква­жину после обслуживания следует промыть более легким флюидом, чтобы создать в скважине гидростатическое давление 40,28 МПа > 40,0 МПа ВНР (гидростатическое давление 5835 фунт/дюйм2 > 5801 фунт/дюйм2 ВНР).

В.2.6.2 В соответствии с результатами расчетов В.2.4.1 для того, чтобы поддерживать рабочее давление34,5 МПа (5000 фунт/дюйм2), максимальное для устья скважины, выкидного трубопровода и насоса, очевидно что:

Для обеспечения того, чтобы верхнее дифференциальное давление 3,0 МПа (435 фунт/дюйм2) удержива­ло приемный клапан на месте.

48

ГОСТРИСО 13628-3—2013

- для дегазированной нефти и морской воды допускается максимальное давление насоса 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм2);

- флюид для заканчивания скважины требовал бы ограничение на выходе насоса до 34,35 МПа (4979 фунт/дюйм2).

В.2.6.3 В соответствии с результатами расчетов В.2.5 все три предложенные флюиды системы TFL обеспе­чат достаточный перепад давления при 0,477 м3/мин (3 барреля/мин) подаче насоса для обслуживания системой TFL в любом направлении.

В.2.6.4 Предпочтения выбора флюида, основанные на эксплуатационных характеристиках системы TFL об­служивания могли бы быть следующими: морская вода, дегазированная нефть, флюид для заканчивания скважи­ны. Морская вода и дегазированная нефть предпочтительнее флюида для заканчивания скважины, так как при этом для скважины не требуется циркуляция более легкого флюида для ввода ее в эксплуатацию. Морская вода предпо­чтительнее дегазированной нефти, так как она обеспечивает более высокое дифференциальное давление при ра­боте системы TFL. Хранение и другие факторы могут изменить данные предпочтения.

49

ГО С Т Р И С О 13628-3— 2013

Приложение С (справочное)

Заканчивание скважины с использованием системы TFL

С.1 Общие положенияСледующие разделы содержат краткое описание схем заканчивания скважин с использованием системы TFL.

Представленные схемы заканчивания скважин являются общими и возможно добавление многих опций для улуч­шения универсальности и работоспособности, таких как изолирующие/добычные устройства, механизированная эксплуатация, селективный выбор пластов и т.д.

С.2 Одноколонное однопластовое заканчивание с затрубной циркуляцией

Схема заканчивания скважины, показанная на рисунке С.1, главным образом применима для заканчивания больших стволов, где необходимы насосно-компрессорные трубы с большими внутренними диаметрами для вы­соких темпов добычи (или нагнетания). Циркуляцию в системе TFL выполняют через ниппель с портом или камеру с боковым карманом. Во время добычи (или нагнетания) затрубное пространство изолируют клапаном CCV. Воз­можная установка приемного клапана в непроходном посадочном ниппеле или изолирующем/добычном клапан­ном устройстве в нижней части непосредственно за циркуляционным узлом. Другим вариантом является установка приемного клапана в скользящей втулке изолирующего/добычного устройства ниже пакера. При использовании последнего варианта должна быть установлена заглушка в непроходном ниппеле ниже скользящей втулки, и цир­куляционный узел должен быть расположен непосредственно за пакером. При использовании TRSV и циркуляци­онного элемента с камерой с боковым карманом, расходуемый приемный клапан может быть проведен на место до обслуживания системой TFL и удален, когда обслуживание выполнено. Данная схема заканчивания не особен­но пригодна для газлифтных схем из-за большого объема затрубного газа, который должен быть вытеснен до про­ведения операций системой TFL. При проектировании данного заканчивания следует уделить особое внимание конструкции обсадной колонны, так как она будет подвержена давлению при обслуживании системой TFL. Во вре­мя работы оператор системы TFL должен принимать во внимание разницу между объемами обсадной и насосно­компрессорной колонной при циркуляции в любом направлении. Время реагирования на изменение давления будет при этом изменяться.

С.З Одноколонное однопластовое заканчивание с циркуляцией по боковой колонне

Схема на рисунке С.2 показывает вариант заканчивания скважины с предохранительной системой, распо­ложенной ниже циркуляционного ниппеля. Данная схема предусматривает эксплуатационную колонну большего диаметра с циркуляционной колонной меньшего диаметра. Размещение предохранительной системы ниже цир­куляционного ниппеля позволяет защищать как эксплуатационную (или нагнетательную), так и циркуляционную колонну с использованием предохранительного клапана. Узел циркуляции, так же как и предохранительный кла­пан, установлен достаточно неглубоко и позволяет обслуживание только до предохранительного клапана и устья скважины. Предохранительные клапаны, разработанные для более глубокой установки, такие как клапаны урав­нительного типа, позволяют перемещать узел циркуляции на большую глубину, обеспечивая при этом большую гибкость для сервисных работ. Есть возможность установки приемного клапана в непроходном ниппеле или в ниж­нем изолирующем/добычном клапанном устройстве непосредственно ниже предохранительного клапана. Если предохранительный клапан установлен непосредственно выше пакера, то есть возможность установки приемного клапана ниже пакера в изолирующем/добычном устройстве втулки скольжения. Если используют последний ва­риант, то должна быть установлена заглушка в непроходном ниппеле ниже втулки скольжения, и циркуляционный ниппель должен быть расположен непосредственно выше предохранительного клапана.

Данную схему можно адаптировать к затрубному газлифту (если используют клапан с глубокой установ­кой) с размещением многосекционных камер с боковыми карманами. Одноточечное нагнетание может быть осу­ществлено через циркуляционную колонну с использованием штуцерного обратного клапана, спускаемого вместе с CCV и устанавливаемого в циркуляционном ниппеле. Если /-/-образный элемент с боковым карманом используют вместе с TRSV, то схема позволяет использовать расходуемый приемный клапан.

С.4 Двухколонное однопластовое заканчивание

Схема на рисунке С.З показывает двухколонное однопластовое заканчивание с использованием системы TFL. Эта схема предусматривает наибольшую эксплуатационную (или нагнетательную) универсальность в работе. В двухколонной схеме эксплуатация (или нагнетание) может быть продолжена в случае возникновения проблем с одной из колонн.

Данная схема использует одинарный пакер, который связывает насосно-компрессорные колонны вместе с Y-образный блоком, обеспечивая узел циркуляции и доступ системы TFL из любой колонны. Приемный клапан может быть установлен в непроходном ниппеле или нижнем изолирующем клапанном устройстве ниже У-образного блока и выше пакера. Другим вариантом является установка приемного клапана в скользящей втулке изолирую­щего/добычного устройства ниже пакера. При использовании последнего варианта должна быть установлена за-

50

ГОСТРИСО 13628-3—2013

глушка в непроходном ниппеле ниже скользящей втулки. Есть возможность применения затрубного газлифта с ка­мерами с боковыми карманами, установленными в любую/или обе насосно-компрессорные колонны. Конструкции Y-образного блока, одинарного пакера подразумевают заканчивание с использованием гравийного фильтра.

С.5 Двухколонное многопластовое заканчивание

Схема на рисунке С.4 представляет двухколонное двухпластовое заканчивание скважины. Эта схема вклю­чает в себя двойной верхний пакер и одинарный нижний пакер. Y-образный блок связывает насосно-компрессор­ные колонны вместе ниже двойного пакера. Это обеспечивает доступ при обслуживании к нижнему пласту через любую колонну, увеличивая этим эксплуатационную и сервисную универсальность. Приемные клапаны для верх­него пласта устанавливают в изолирующих/добычных устройствах скользящей втулки между У-образным бло­ком и верхним пакером. Приемный клапан для нижнего пласта может быть установлен в нижнем клапане ниже У-образного блока. Другим вариантом является установка приемного клапана в изолирующем устройстве скольз­ящей втулки ниже нижнего пакера. При использовании последнего варианта должна быть установлена заглушка в непроходном посадочном ниппеле ниже скользящей втулки.

При многопластовом заканчивании CCV устанавливают для обеспечения сообщения через циркуляционный элемент для системы TFL обслуживания, изолируя при этом насосно-компрессорные колонны для эксплуатации (или нагнетания). Данное заканчивание обеспечивает эксплуатационную универсальность, позволяя при этом:

- сообщение между всеми пластами;- эксплуатацию двух пластов без нарушения сообщения между ними;- изоляцию пласта;- эксплуатацию любого пласта через обе колонны;- и т. п.Есть возможность включения в эту схему заканчивания затрубного газлифта.

51

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1

1 — уплотнитель У-образной катушки; 2 — ориентирующая втулка/дефлектор У-образной катушки;3 — ниппель выкидного трубопровода для штуцера выкидного трубопровода;

4 — профильная вставка для тросовой затрубной заглушки; 5 — предохранительный клапан; б — посадочный ниппель S-20; 7 — ниппель с портом или камера с боковым карманом и CCV;

8 — нижний непроходной посадочный ниппель; 9 — одинарный пакер; 10 — скользящая втулка с приемным клапаном; 11 — непроходной ниппель с заглушкой; 12 — профильная вставка для заглушек устья скважины системы TFL;

13 — заглушка, которая при определенной компоновке может заменить нижний непроходной посадочный ниппель

Рисунок С.1 — Одноколонное однопластовое заканчивание с затрубной циркуляцией

52

ГОСТРИСО 13628-3— 2013

1 — уплотнитель У-образной катушки; 2 — ориентирующая втулка/дефлектор У-образной катушки;3 — профильная вставка для TFL заглушек устья скважины; 4 — посадочный ниппель S-20;

5 — циркуляционный ниппель с CCV; 6 — предохранительный клапан;7 — непрохрдной посадочный ниппель или нижний клапан с приемным клапаном;

8 — одинарный пакер; 9 — ниппель выкидного трубопровода для штуцера выкидного трубопровода;10 — профильная вставка для тросовой затрубной заглушки

Рисунок С.2 — Одноколонное рднопластовое заканчивание с циркуляцией по боковой колонне

53

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1 — уплотнитель У-образной катушки; 2 — ориентирующая втулка/дефлектор У-образной катушки;3 — ниппели выкидного трубопровода для штуцеров выкидного трубопровода;

4 — профильная вставка для тросовой затрубной заглушки; 5 — предохранительный клапан (обе колонны);6 — посадочные ниппели S-20; 7 — У-образный блок;

8 — непроходной посадочный ниппель или нижний клапан с приемным клапаном; 9 — пакер;10 — скользящая втулка с приемным клапаном; 11 — непроходной посадочный ниппель с заглушкой;

12 — профильная вставка для заглушек устья скважины системы TFL;13 — заглушка, которая при определенной компоновке может заменить нижний непроходной посадочный ниппель

54Рисунок С.З — Двухколонное однопластовое заканчивание

ГОСТРИСО 13628-3—2013

1 — уплотнитель У-образной катушки; 2 — ориентирующая втулка/дефлекгор У-образной катушки;3 — ниппели выкидного трубопровода для штуцеров выкидного трубопровода;

4 — профильная вставка для тросовой затрубной заглушки; 5 — предохранительный клапан (обе колонны);6 — двойной гидравлический пакер; 7 — скользящая втулка с установленным приемным клапаном;

8 — посадочные ниппели S-20; 9 — У-образный блок;10— непроходной посадочный ниппель или нижний клапан с приемным клапаном; 11 — пакер;

12 — скользящая втулка с приемным клапаном; 13 — непроходной посадочный ниппель с установленной заглушкой; 14 — профильная вставка для заглушек устья скважины системы TFL;

15 — заглушка, которая при определенной компоновке может заменить нижний непроходной посадочный ниппель

Рисунок С.4 — Двухколонное двухпластовое заканчивание

55

ГО С ТР И С О 13628-3— 2013

Приложение D (справочное)

Функциональные возможности системы TFL

D.1 Регуляторы потока

Регуляторы потока включают в себя:- CCVs;- газлифт (с боковым карманом, концентрический);- эжекторные насосы;- пробки (скважинные, устья скважины);- приемные клапаны;- извлекаемые системой TFL встроенные SCSSV;- штуцеры выкидных трубопроводов.

D.2 Работа по обслуживанию

Работа по обслуживанию включают в себя:- кислотную обработку;- очистку скважины;- измерения температуры/давления на забое;- проработку;- заканчивание искривленной/горизонтальной скважины;- контроль оправкой;- ловильные работы;- герметизацию;- очистку от парафина;- системы паркинга;- перфорацию;- приводные тяги;- очистку от песка;- измерения внутреннего диаметра насосно-компрессорных колонн;- блокировку TRSV;- глушение скважины/возврат к эксплуатации;- смену пласта.

56

Приложение ДА (справочное)

ГО С ТР И С О 13628-3— 2013

Сведения о соответствии ссылочных международных стандартов национальным стандартам Российской Федерации

Т а б л и ц а ДА. 1

Обозначение ссылочного международного стандарта

Степеньсоответствия

Обозначение и наименование соответствующего национального стандарта

ИСО 3183-1(Данный стандарт заменен на ИСО 3183)

ют ГОСТ Р ИСО 3183-1—2007 «Трубы стальные для трубопроводов. Технические условия. Часть 1. Требования к трубам класса А»

(Данный стандарт заменен на ГОСТ Р ИСО 3183—2009 «Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия»)

ИСО 11960 — *

ИСО 13628-4:1999 (Данный стандарт заменен на

ИСО 13628-4:2010)

— *

Соответствующий национальный стандарт отсутствует. До его утверждения рекомендуется использо­вать перевод на русский язык данного международного стандарта. Перевод данного международного стандар­та находится в Федеральном информационном фонде технических регламентов и стандартов.

П р и м е ч а н и е — В настоящей таблице использовано следующее условное обозначение степени со­ответствия стандартов:

- ЮТ — идентичные стандарты.

57

ГОСТРИСО 13628-3—2013

Библиография

[1 ] API RP 17С: 1991, Recommended Practice on TFL (Through Flowline) systems

[2] ISO 3183-2*, Petroleum and natural gas industries — Steel pipe for pipelines — Technical delivery conditions — Part 2: Pipes of requirement class В

[3] API RP 17A, Design and Operation of Subsea Production Systems

[4] ISO 13628-1, Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 1: General requirements and recommendations

[5] ISO 10420, Petroleum and natural gas industries — Flexible pipe systems for subsea and marine riser applications

[6] ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section IX, Welding and Brazing Qualifications

[7] ANSI/ASME B31.3, Process Piping

[8] ANSI/ASME B31.4, Liquid Transportation Systems for Flydrocarbons, Liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia, and Alcohols

[9] ANSI/ASME B31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems

Данный стандарт заменен на ISO 3183, Petroleum and natural gas industries — Steel pipe for pipeline transportation systems.

58

ГОСТРИСО 13628-3—2013

УДК ОКС 75.180.10

Ключевые слова: система проходных выкидных трубопроводов, выкидная линия, сервисная линия, циркуляционный узел, циркуляционный элемент, система TFL, инструментальная колонна системы TFL, инструмент системы TFL, управляющий манифольд системы TFL, шлюз, система паркинга, оправ­ка системы TFL, подводная устьевая елка, трубодержатель, дивертер, селектор, У-образная катушка, дефлектор, /-/-образный элемент

59

Редактор А.Ю. Томилин Технический редактор А.Г. Костарева

Корректор Н.В. Каткова Компьютерная верстка Е.Г. Жилиной

Сдано в набор 11.03.2014. Подписано в печать 21.03.2014. Формат 60x84%. Гарнитура Ариал. Уел. печ. л. 7,44. Уч.-изд. л. 5,58. Тираж 58 экз. Зак. 1544.

Набрано в Издательском доме «Вебстер» www.idvebster.ru project@idvebster.ru

Издано и отпечатано во ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ», 123995 Москва, Гранатный пер., 4. www.gostinfo.ru info@gostinfo.ru

ГОСТ Р ИСО 13628-3-2013